NO338415B1 - Måling-under-boringsenhet og fremgangsmåte som anvender sanntids verktøyflateorienterte målinger - Google Patents

Description

Denne oppfinnelsen vedrører generelt sammenstillinger for utførelse av verktøyflateorienterte målinger inne i borehull, og prosessering av slike målinger for å bestemme parametere av interesse for materialer rundt borehullet. Oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med applikasjoner ved måling-under-boring for fremskaffelse av formasjonsegenskaper, men prinsippene for analyse er like anvendbare for målinger som gjøres med en kabel.

For å fremskaffe hydrokarboner så som olje og gass, blir brønnboringer (også benevnt borehull) boret ved å rotere en borkrone som er festet ved enden av en boresammenstilling som generelt benevnes "bunnhullssammenstillingen" eller "boresammenstillingen". En stor andel av den nåværende boreaktivitet involverer boring av brønnboringer med stort avvik eller hovedsakelig horisontale brønn-boringer, for å øke hydrokarbonproduksjonen og/eller for å trekke ut ytterligere hydrokarboner fra jordens formasjoner. Brønnboringsbanen til slike brønner blir nøye planlagt før boring av slike brønnboringer, ved bruk av seismiske kart av jordens undergrunn og brønndata fra tidligere borede brønnboringer i de tilknyttede oljefelt. På grunn av svært høy kostnad ved boring av slike brønnboringer og behovet for nøyaktig plassering av slike brønnboringer i reservoarene, er det essensielt kontinuerlig å bestemme posisjonen og retningen til boresammenstillingen og følgelig borkronen under boring av brønnboringene. Slik informasjon brukes blant annet til å overvåke og justere boreretningen for brønnboringene.

I boresammenstillinger som ble brukt inntil nylig, inkluderer retningspakken vanligvis et sett av akselerometere og et sett av magnetometere, hvilke respektivt måler jordens gravitasjonsfelt og magnetiske felt. Boresammenstillingen holdes stasjonær under utførelse av målingene fra akselerometrene og magnetometrene. Verktøyflatevinkelen og inklinasjonsvinkelen bestemmes fra akselerometer-målingene. Asimut bestemmes deretter fra magnetometermålingene i forbindelse med verktøyflatevinkelen og inklinasjonsvinkelen.

Jordens magnetfelt varierer fra dag til dag, hvilket forårsaker korresponderende forandringer i den magnetiske asimut. Den varierende magnetiske asimut kompromitterer nøyaktigheten til posisjonsmålinger når det brukes magnetometere. I tillegg er det ikke mulig å måle jordens magnetfelt ved tilstedeværelse av jernmaterialer, så som foringsrør og borerør. Gyroskoper måler hastigheten for jordens rotasjon, som ikke endres med tiden, og heller ikke blir gyroskopene uheldig påvirket av tilstedeværelsen av jernmaterialer. Følgelig, ved tilstedeværelse av jernmaterialer, kan de gyroskopiske målinger tilveiebringe mer nøyaktige asimutmålinger enn magnetometermålingene. US-patent 6,347,282 tilhørende Estes et al, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse, beskriver en nedihullssammenstilling for måling-under-boring (measurement-while-drilling (MWD)) til bruk ved boring av borehull, hvilken anvender gyroskop, magnetometere og akselerometere for bestemmelse av borehullets inklinasjon og asimut under boringen av borehullet. Nedihullssammenstillingen inkluderer i det minste et gyroskop som er roterbart montert i et verktøyhus, for å tilveiebringe signaler som er relatert til jordens rotasjon. En innretning i verktøyet kan rotere gyroskopene og andre sensorer på verktøyet til enhver ønsket vinkel. Denne evnen til å rotere sensorene er viktig for bestemmelse av forspenning i sensorene og eliminering av effektene av forspenningen.

US-patent 5,678,643 vedrører et verktøy for akustisk logging-under-boring for bestemmelse av laggrenser.

WO 97/27502 A1 omhandler et boresystem med et system for akustisk måling-under-boring for bestemmelse av parametere av interesse og for styring av boreretningen.

US-patent 6,047,239 angir formasjonstestingsapparat og -fremgangsmåte.

US-patent 5,091,644 tilhørende Minette, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, beskriver en fremgangsmåte til analysering av data fra et gammastråletetthets-loggeverktøy for måling-under-boring (measurement-while-drilling, (MWD)), hvilket kompenserer for rotasjoner av loggeverktøyet (sammen med resten av borestrengen) under måleperioder. I samsvar med den fremgangsmåte som her er beskrevet, brytes det mottatte signal ned i en flerhet av seksjoner. I en foretrukket utførelse krever oppfinnelsen tilhørende Minette oppbryting av signalet fra formasjonen i fire forskjellige seksjoner: topp, bunn, høyre, venstre. Når verktøyet roterer, passerer det gjennom disse fire kvadranter. Hver gang det passerer en grense inklementeres en teller, hvilket peker til den neste kvadrant. Dette gjør det mulig å dele opp dataene i fire spektra for hver detektor. Hver av disse fire spektra vil bli fremskaffet for en fjerdedel av den samlede innsamlingstid.

US-patent 6,307,199 tilhørende Edwards et al beskriver bruken av en tetthets-gammastråle-loggeinnretning hvor data fra forskjellige "asimutale" sektorer kombineres for å gi en tolkning av formasjonens fall. Både i patentet tilhørende Minette og Edwards legges det primært vekt på å korrigere tetthetsmålingene for effektene av avstanden til brønnveggen; sensorene er i seg selv ikke spesifikt designet for "asimutal" sensitivitet. US-patent 6,215,120 tilhørende Gadeken et al beskriver bruken av "asimutalt" fokuserte gammastrålesensorer på et loggeverktøy for detektering av "asimutale" variasjoner i gammastråleemisjonen fra jord-formasjoner.

Vi tar en kortvarig digresjon om spørsmålet om terminologi. Ved geodesi, viser uttrykket "asimut" vanligvis til en vinkel i et horisontalplan, vanligvis målt fra nord: når det vises til magnetisk nord, kan den kalles magnetisk asimut, og når det vises til sann nord, benevnes den vanligvis simpelthen asimut. Det ville basert på denne definisjonen være klart at alle målinger som utføres i et borehull med stort avvik eller et horisontalt borehull vil bli utført med hovedsakelig den samme asimut. Følgelig, ved den foreliggende søknad, bruker vi det mer nøyaktige uttrykk "verktøyflatevinkel"

("tool face angle") for å definere en relativ orientering i et plan som står ortogonalt på borehullets akse. Med denne definisjonen foretar patentene tilhørende Minette, Edwards og Gadeken i realiteten målinger over et mangfold av verktøyflatevinkler.

Felles for patentene til Minette, Edwards og Gadeken er bruken av en kontroller som holder rede på den roterende sensorsammenstilling og styrer innsamlingen av data basert på sektorgrenser i verktøyflatevinkelen. Selv om dette kanskje ikke er vanskelig å gjøre for tilfellet med en enkelt retningssensitiv sensor, blir problemet mye mer komplisert når en flerhet av forskjellige typer av sensorer transporteres som en del av bunnhullssammenstillingen. Det er vanskelig, om ikke umu-lig, for én enkelt kontroller å holde rede på en flerhet av sensorsammenstillinger under rotasjon av nedihullssammenstillingen og å styre operasjonen av en flerhet av sammenstillinger. Det vil være ønskelig å ha en anordning og en fremgangsmåte som effektivt styrer datainnsamling og mulig prosessering med en flerhet av roterende sensorer i en nedihullsinnretning. Den foreliggende oppfinnelse oppfyller dette behov.

Hovedtrekkene ved oppfinnelsen er angitt i de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige krav.

En utførelse av den foreliggende oppfinnelse inkluderer en roterbar nedihullssammenstilling som er tilpasset til transport i et borehull og bestemmelse av en parameter av interesse for et medium nær borehullet. Nedihullssammenstillingen inkluderer en første sensorinnretning så som et gyroskop, et magnetometer og/eller et akselerometer, for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for verktøy-flatevinkelen for nedihullssammenstillingen, og en tilknyttet prosessor. Nedihullssammenstillingen inkluderer også en retningsevalueringsinnretning for tilveiebringelse av målinger som er indikative for en parameter av interesse for mediet. Retningsevalueringsinnretningen er forbundet med en annen prosessor. Den første prosessor tilveiebringer prosesserte data om verktøyflateorienteringen til en felles buss som er operativt forbundet til den første prosessor og en annen prosessor. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes et gyroskop til å tilveiebringe informasjon om lokaliseringen av sammenstillingen. Sammenstillingen kan transporteres på en borestreng, et kveilrør eller på en kabel.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er retningsinnretningen en formasjonsevalueringsinnretning. Én eller flere gammastrålesensorer kan brukes. Formasjonsevalueringsinnretningen kan opereres uavhengig av orienteringssensoren. Med dette arrangement kan en flerhet av formasjonsevalueringssensorer brukes. Etterfølgende prosessering relaterer målingene av formasjonsevalueringssensorene til verktøyflatevinkel og tilveiebringer informasjon om nedihullsparametere.

For detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse skal det nå vises til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse, sett i forbindelse med de ledsagende tegninger, hvor like elementer har blitt gitt like talltegn, hvor: fig. 1 (kjent teknikk) viser et skjematisk diagram av et boresystem som inkluderer anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse i en utførelse med måling-under-boring;

fig. 2a, 2b (kjent teknikk) viser et skjematisk diagram av et parti av bunnhullssammenstillingen med et sett av gyroskoper og et korresponderende sett av akselerometere i henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse;

fig. 3 viser en orienteringssensorsammenstilling og en gammastrålesensor med dual detektor;

fig. 4 viser verktøyflatevinkelen som en funksjon av tid;

fig. 5 viser en asimutal fremvisning av tidstikk;

fig. 6 viser den asimutale oppløsning av et eksemplifiserende gammastråle-retningsloggeverktøy;

fig. 7 viser konfigurasjonen av anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse for bestemmelse av relativ vinkel i forhold til en laggrense;

fig. 8 viser retningsmålingene som utføres av anordningen som er vist på fig. 7;

fig. 9 viser et flytskjema over fremgangsmåten som brukes til karakterisering av verktøyflatevinkel-avhengige data i en serieekspansjon; og

fig. 10 viser et eksempel på prosessering av dataene ved bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.

Den foreliggende oppfinnelse er beskrevet med henvisning til en boresammenstilling, selv om mange av fremgangsmåtene ifølge den foreliggende oppfinnelse også er anvendbare sammen med loggeverktøy som transporteres på en kabel, og kan også brukes i forede borehull. Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et eksemplifiserende boresystem 10, så som det som beskrives av Estes. Boresystemet har en bunnhullssammenstilling (bottom hole assembly, BHA) eller boresammenstilling 90 som inkluderer gyroskop. For enkelte av applikasjonene av den foreliggende oppfinnelse er et gyroskop ikke essensielt. BHA'en 90 transporteres i et borehull 26. Boresystemet 10 inkluderer et konvensjonelt boretårn 11 som er oppreist på et dekk 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som roteres av en drivmotor, så som elektrisk motor (ikke vist) ved en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 inkluderer et rør (borerør eller kveilrør) 22 som strekker seg nedover fra overflaten, inn i borehullet 26. En borkrone 50, som er innfestet til enden av borestrengen 20, knuser de geologiske formasjoner når det roteres for å bore borehullet 26. Borestrengen 20 er forbundet med en borevinsj 30 via en kelly 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en talje (ikke vist). Borevinsjen 30 opereres til å styre vekten på borkronen (weight on bit, "WOB"), hvilket er en viktig parameter som påvirker penetrasjonshastigheten (rate of penetration, "ROP"). En rørinjektor 14a og en trommel (ikke vist) brukes istedenfor rotasjonsbordet 14 for å føre BHA'en inn i brønnboringen når et kveilrør brukes som transportelement 22. Operasjonene av borevinsjen 30 og rørinjektoren 14a er kjent innen teknikken, og er følgelig her ikke beskrevet i detalj.

Under boring, sirkuleres et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet passerer fra slampumpen 34, inn i borestrengen 20, via en trykkstøtfjerner 36 og fluidledningen 38. Borefluidet 31 strømmer ut ved borehullets bunn 51 gjennom åpnin-gen i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer oppover i hullet gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26, og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35 og borekakssilen 85 som fjerner borekakset 86 fra det returnerende borefluid 31b. En sensor Si i ledningen 38 tilveiebringer informasjon om fluidets strømningsmengde. En overflatedreiemomentsensor S2og en sensor S3som er forbundet med borestrengen 20 tilveiebringer informasjon henholdsvis om dreiemomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen 20. Rørinnføringshastig-heten bestemmes fra sensoren S5, mens sensoren S6tilveiebringer kroklasten for borestrengen 20.

I enkelte applikasjoner roteres borkronen 50 kun ved å rotere borerøret 22. Imidlertid, i andre applikasjoner, er en nedihullsmotor 55 (slammotor) anordnet i boresammenstillingen 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 roteres vanligvis for å øke rotasjonseffekten, hvis dette er påkrevet, og for å bevirke forandringer i boreretningen. I begge tilfeller avhenger ROP for en gitt BHA overveiende av WOB eller trykkraften på borkronen 50 og dens rotasjonshastighet.

Slammotoren 55 er forbundet til borkronen 50 via en drivinnretning som er anordnet i en lagersammenstilling 57. Slammotoren 55 roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 undertrykk. Lagersammenstillingen 57 bærer de radiale og aksiale krefter for borkronen 50, den nedoverrettede trykkraft for slammotoren 55 og den reaktive oppoverrettede belastning fra den påførte vekt på borkronen. En nedre stabilisator 58a som er forbundet til lagersammenstillingen 57 virker som en sentraliseringsenhet for det nederste parti av borestrengen 20.

En overflatekontrollenhet eller prosessor 40 mottar signaler fra nedihulls-sensorene og innretningene via en sensor 43 som er passert i fluidledningen 38, og signaler fra S1-S6og andre sensorer som brukes i systemet 10, og prosesserer slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner som tilveiebringes til overflatekontrollenheten 40. Overflatekontrollenheten 40 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på et display/monitor 42 som brukes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatekontrollenheten 40 inneholderen datamaskin, minne for lagring av dato, en registrator for registrering av data og andre periferienheter. Overflatekontrollenheten 40 inkluderer også en simuleringsmodell og prosesserer data i henhold til programmerte instruksjoner. Kontrollenheten 40 er fortrinnsvis tilpasset til å aktivere alarmer 44 når det opptrer visse usikre eller uønskede operative tilstander.

BHA'en kan også inneholde formasjonsevalueringssensorer eller -innretninger for bestemmelse av resistivitet, tetthet og porøsitet for formasjonene som omgir

BHA'en. En gammastråleinnretning for måling av gammastråleintensiteten og andre nukleære og ikke-nukleære innretninger som brukes om innretninger for måling-under-boring er passende inkludert i BHA'en 90. Som et eksempel viser fig. 1 en resistivitetsmåleinnretning 64. Den tilveiebringer signaler fra hvilke resistivitet av formasjonen nær eller foran borkronen 50 bestemmes. Resistivitetsinnretningen 64 har sendeantenner 66a og 66b som befinner seg i en avstand fra mottaksantennene 68a og 68b. I operasjon perturberes de sendte elektromagnetiske bølger når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsinnretningen 64. Mottaksantennene 68a og 68b detekterer de perturberte bølger. Formasjons-resistivitet utledes fra fasen og amplituden for de detekterte signaler. De detekterte signaler prosesseres av en nedihullsdatamaskin 70 for å bestemme resistiviteten og de dielektriske verdier.

Et inklinometer 74 og en gammastråleinnretning 76 er passende plassert langs resistivitetsmåleinnretningen 64 for respektivt å bestemme inklinasjonen til partiet av borestrengen nær borkronen 50 og formasjonens gammastråleintensitet. Et hvilket som helst inklinometer og en hvilken som helst gammastråleinnretning kan imidlertid anvendes for formålet ifølge denne oppfinnelse. I tillegg kan posisjons-sensorer, så som akselerometere, magnetometere eller gyroskopiske innretninger anordnes i BHA'en for å bestemme borestrengens asimut, sanne koordinater og retning i brønnboringen 26. Slike innretninger er kjent innen teknikken og er her ikke beskrevet i detalj.

I den ovenfor beskrevne konfigurasjon overfører slammotoren 55 effekt til borkronen 50 via én eller flere hule aksler som går gjennom resistivitetsmåleinnretningen 64. Den hule aksel gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50. I en alternativ utførelse av borestrengen 20 kan slammotoren 55 være innkoplet nedenfor resistivitetsmåleinnretningen 64 eller på et hvilket som helst annet egnet sted. Den ovenfor beskrevne resistivitetsinnretning, gammastråleinnretning og inklinometeret er fortrinnsvis plassert i et felles hus som kan være forbundet med motoren. Innretningene for måling av formasjonens porøsitet, permeabilitet og tetthet (i fellesskap angitt med talltegn 78) er fortrinnsvis plassert ovenfor slammotoren 55. Slike innretninger er kjent innen teknikken, og er følgelig ikke beskrevet i detalj.

Som tidligere påpekt anvender en stor del av de nåværende boresystemer, særlig for boring av brønnboringer med stort avvik og horisontale brønnboringer, kveilrør for transport av boresammenstillingen ned i hullet. Ved en slik applikasjon plasseres en trykkinnretning 71 i borestrengen 90 for å tilveiebringe den påkrevde kraft på borkronen. For målet med denne oppfinnelse brukes uttrykket vekt på borkronen for å angi den kraft på borkronen som påføres på borkronen under bore-operasjonen, uansett om denne påføres ved å justere vekten av borestrengen eller ved hjelp av trykkinnretninger. Videre, når det anvendes kveilrør, roteres røret ikke ved hjelp av et rotasjonsbord, det føres isteden inn i brønnboringen ved hjelp av en passende injektor 14a mens nedihullsmotoren 55 roterer borkronen 50.

En rekke sensorer er alltid plassert i de forskjellige individuelle innretninger i boresammenstillingen. For eksempel er et mangfold av sensorer plassert i slammotor-ens ytelsesseksjon, lagersammenstilling, boreaksel, rør og borkrone for å bestemme tilstanden til slike elementer under boring, og for å bestemme borehullsparametrene. Den foretrukne måte til anvendelse av visse sensorer i borestrengen 90 vil nå bli beskrevet. Den faktiske BHA som anvendes for en bestemt applikasjon kan inneholde enkelte av eller alle de ovenfor beskrevne sensorer. For formålet med denne oppfinnelsen kan enhver slik BHA inneholde ett eller flere gyroskoper og et sett av akselerometere (her i fellesskap representert med 88) ved en passende lokalisering i BHA'en 90. En foretrukket konfigurasjon av slike sensorer er vist på fig. 2a.

Fig. 2 er et skjematisk diagram som viser en sensorseksjon 200 som inne-holder et gyroskop 202 og et sett av tre akselerometere 202 og et sett av tre akselerometere 204x, 204y og 204z som er anordnet i en passende lokalisering i bunnhullssammenstillingen (90 på fig. 1) i henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Geoskopene 202 kan være et gyroskop som er bevegelig om én akse eller et gyroskop som er bevegelig om to akser. I vertikale brønnboringer og brønnboringer med lav inklinasjon, anses et gyroskop med x-akse og y-akse å være tilstrekkelig for å bestemme asimut og verktøyflate i forhold til den sanne nord. Den konfigurasjon som er vist på fig. 2 anvender et enkelt gyroskop som er bevegelig om to akser (x-akse og y-akse) hvilket tilveiebringer utmatinger som korresponderer til jordens rotasjonshastighet i de to akser, vinkelrett på borehullets akse eller bunnhulls-sammenstillingens lengdeakse, her benevnt z-aksen. Sensoren 202 måler således jordens rotasjonskomponent i x-aksen og y-aksen. Akselerometrene 204x, 204y og 204z måler jordens gravitasjonskomponenter henholdsvis langs x, y og z-aksene for bunnhullssammenstillingen 90.

Gyroskopet 202 og akselerometrene 204x-204z er anordnet i et roterende chassis 210 som roterer omkring de radiale lagre 212a-212b i et fast eller ikke-roterende hus 214. En indekserende drivmotor 216 som er forbundet til det roterende chassis 210 via en aksel 218 kan rotere chassiset 210 i bunnhullssammenstillingen 90 omkring z-aksen, hvilket roterer gyroskopet 202 fra én mekanisk posisjon til en annen posisjon med en hvilken som helst ønsket rotasjonsvinkel. En skrittmotor er foretrukket som den indekserende drivmotor 216, fordi skrittmotorer er presisjons-innretninger og tilveiebringer positiv tilbakemelding om størrelsen av rotasjonen. Enhver annen mekanisme, uansett om den er elektrisk operert, hydraulisk operert eller operert på en hvilken som helst annen ønsket måte, kan brukes til å rotere gyroskopene inne i bunnhullssammenstillingen 90. Gyroskopet 202 kan roteres fra en intial vilkårlig posisjon til et mekanisk stopp (ikke vist) i verktøyet eller mellom to mekaniske stopp eller fra en initial toppmåleposisjon til en annen posisjon, som beskrevet senere. Rotasjonsvinkelen som korresponderer til en bestemt akse er valgbar.

Selv om figur 2 viser et enkelt gyroskop som er bevegelig om to akser, kan et separat gyroskop anvendes for hver akse. En ledningsbunt 226 tilveiebringer effekt til gyroskopet 202 og akselerometrene 204x, 204y, 204z. Ledningsbunten 226 sender signaler fra gyroskopet og akselerometrene til prosessoren i bunnhullssammenstillingen 90. Tilsvarende tilveiebringer en passende ledningsbunt 220 effekt og signalforbindelse til skrittmotoren 216 og ytterligere nedihullsutstyr. En fjærbelastet dreiemomentbegrenser 240 kan brukes til å hindre at treghetsbelastning som forårsakes av borestrengens rotasjon skader girboksen i skrittmotoren 216.

I tillegg kan et annet gyroskop 230 som er bevegelig om to akser (x-aksen og y-aksen) være roterbart montert i bunnhullssammenstillingen 90 i et roterende chassis eller på en hvilken som helst annen måte, for å måle rotasjonshastigheten i z-aksen og x-aksen, som vist på fig. 2b. Sensoren 230 kan roteres omkring y-aksen ved bruk av et konisk tannhjul 242 og en akselforbindelse 244 til det roterende chassis 210, hvilket eliminerer behovet for en ytterligere motor. Ledningsbunten 244 for y-akse-gyroen 230 må vikles rundt gyroen for å tilpasse seg til den plass som er tilgjengelig i et hus med liten diameter.

Det skal nå vises til fig. 3, hvor detaljer ved gammastrålesensoren 78 som er nevnt ovenfor er vist. En foretrukket gammastråleloggeinnretning som omfatter to gammastrålesensorer 252a, 252b er vist sammen med en orienteringssensor sammenstilling 250. Orienteringssensorsammenstillingen kan inkludere alle elementene i gyro-MWD-innretningen beskrevet ovenfor, men enkelte aspekter ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også praktiseres kun med orienteringssensorer så som akselerometere og/eller magnetometere. Fig. 3 viser også en prosessor 251 som er forbundet med orientering/navigasjonssensor-sammenstillingen. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er det primære formål ved prosessoren 251 å prosessere signaler fra orienterings/navigasjons-sensor-sammenstillingen 250. Videre viser fig. 3 en prosessor 254 som er forbundet med gammastrålesensorene. Det skal også påpekes at for visse bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, kan det være tilstrekkelig med kun én gammastrålesensor.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det to gammastrålesensorer med en innbyrdes avstand på 180°. Når det brukes to detektorer, kan tellingene fra de to kombineres. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen opererer prosessorene 251 og 254 ved en klokkefrekvens på ca. 60 Hz. Tellingene fra gammastrålesensorene) akkumuleres ved en samplingshastighet på 16,67 ms. Dette gjøres uten hensyn til den virkelige rotasjonshastighet av sammenstillingen. Andre samplings-hastigheter kan brukes, men et krav er at den er fast.

"Tikk"-størrelsen er definert som forandringen i verktøyflatevinkel over et tidssamplingsintervall. Tikkstørrelsen øker med rotasjonshastigheten, og begrenser oppløsningen ved fremgangsmåten og anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse. Imidlertid, som omtalt ovenfor, kan effekten av tikkstørrelse i hovedsakelig elimineres.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen har hver detektor en iboende oppløsning på V 35°. Dette bestemmes av avskjermingen som er tilveiebrakt for gam-mastråledetektorene. Ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse grup-peres dataene i endelige grupper med en definert vinkelstørrelse, fortrinnsvis 45°. Størrelsen av den endelige gruppe begrenser videre vinkeloppløsningen. Øking av antallet grupper forbedrer vinkeloppløsningen opp til et punkt, utover hvilket den dårlige statistikk ved gammastråletellinger forringer målingene.

Et viktig trekk ved anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse er en felles buss, generelt angitt med 260. De forskjellige prosessorer (251 og 254 på fig. 4) gir ut sine prosesserte data til bussen. Bussen er også forbundet til en telemetriinnretning (ikke vist) ved en passende lokalisering for toveiskommunikasjon med overflatekontrolleren og mottak av data fra overflaten. I en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan toveiskommunikasjon mellom bunnhullssammenstillingen og overflatekontrolleren utføres ved bruk av innretninger som kan forflyttes ved strømning, og som bæres av borefluidet. Slike innretninger som kan forflyttes ved strømning er beskrevet i US-patent 6,443,228 tilhørende Aronstam et al, med den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse.

Fordelen med å ha en felles buss 260 er at prosessoren 251 kan prosessere data fra orientering/navigasjonssensoren uavhengig av prosesseringen av data fra gammastrålesensoren(e) 252a, 252b ved hjelp av prosessoren 254. Som det vil være kjent for de som er kyndige innen teknikken, er det ikke uvanlig at rotasjonshastigheten er ikke-uniform. Prosessoren 251 fortsetter å prosessere dataene fra orienteringssensoren og gir ut verktøyflatevinkelen som en funksjon av tid til bussen 260. En fordel ved å ha den felles buss er at eventuelle ytterligere retnings-evalueringsinnretninger også kan operere uavhengig av orienterings/navigasjons-sensorsammenstillingen. Som et resultat av den uavhengige operasjon kan det fremskaffes et plott av verktøyflatevinkelen som en funksjon av sampelnummer, så som det som er vist på fig. 4. Hvordan dette fremskaffes drøftes i det videre.

Det skal nå vises til fig. 5 hvor åtte sektorer av verktøyflatevinkler er vist, nummerert 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6 og 7. Bruken av åtte sektorer er valgfri, og flere eller færre sektorer kan brukes. Det er også vist tikk merket som 301a, 301b, 301c ...

301 n. Som påpekt ovenfor er de bestemte posisjoner til tikkene ikke kjent på det tidspunkt gammastrålesensoren foretar målinger - disse bestemmes etter dette faktum ved bruk av informasjon fra orienteringssensorene. Dette tilveiebringer verdier for verktøyflatevinkelen ved diskrete tidspunkter. Verktøyflatevinkelen ved mellomliggende tidspunkter kan bestemmes ved interpolasjon; i en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det lineær interpolasjon.

Det er en rekke faktorer som begrenser oppløsningen av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse uttrykt ved verktøyflatevinkel. Den første grense bestemmes av den statiske oppløsning for gammastrålesensorene. Den statiske oppløsning er evnen til å løse opp to punktkilder for gammastråler, og er definert som den oppløsning som kan oppnås med en uendelig lang innsamlingstid (dvs. slik at statistiske fluktasjoner er eliminert). Fig. 6 viser et eksempel på en verktøyrespons-funksjon som en funksjon av verktøyflatevinkel. Dette er typisk en gaussisk funksjon med en halvbredde som er bestemt av avskjermingen som er tilveiebrakt for detektorene.

Den faktiske oppløsning fremskaffes ved å konvolvere den statiske oppløsning med et gruppevindu og tikkvinduet: den faktiske oppløsning er således dårligere enn den statiske oppløsning. Øking av antallet grupper mens innsamlingstiden (acquisition time) Tacq holdes konstant øker ikke den samlede oppløsning, hvilket skyldes den kjensgjerning at de statistiske fluktuasjoner innenfor én gruppe blir større.

Det skal nå vises til fig. 7, hvor et eksempel på bruken av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er vist. Det er vist en anordning ifølge den foreliggende oppfinnelse 401 som inkluderer i det minste én gammastråledetektor med et område for sensitivitet i retning "opp" og "ned", vist ved 409, 411. For å forenkle illustrasjonen antas det på fig. 7 at normalen til grensen 403 mellom formasjonene 405 og 407 ligger i et vertikalplan, slik at retningene "opp" og "ned" på fig. 7 korresponderer til en kombinasjon av sektorer (0,7) henholdsvis (3,4) på fig. 5. Den minste ene gammastråledetektor kan omfatte et par detektorer. De data som mottas av den minst ene detektor kan deretter prosesseres for å få gammastråletellinger i retninger "opp" henholdsvis "ned". Når kun én detektor brukes, så er kombinasjonen av målinger fra, la oss si detektor 0 og 7 (se fig. 5) en "opp"-måling, mens målingene fra sektorene 3 og 4 gir en "ned"-måling. Når det brukes to detektorer, kan deres respektive målinger i retningene "opp" henholdsvis "ned" kombineres for å forbedre forholdet mellom signal og støy.

Anordningen er vist idet den krysser laggrensen 403 mellom to jord-formasjoner 405, 407. For illustrative formål, antatt at formasjonen 405 omfatter en leirskifer, mens 407 omfatter en sand. For den viste konfigurasjon vil gammastråletellingen "opp" være større enn gammastråletellingen "ned". Den økte telling skyldes den kjensgjerning at gammastrålesensorene har en begrenset asimutal sensitivitet, og at kalium som befinner seg i leirskiferen er en betydelig kilde til gammastråler.

Måling av gammastråletellingene både "opp" og "ned" som en funksjon av dybde resulterer i et plott som er vist på fig. 8. Målingene som gjøres ved hjelp av gammastrålesensorene "opp" og "ned" er vist. Abscissen er borehullets dybde (faktisk dybde, ikke sann vertikal dybde) og ordinaten er gammastråletellingen. I en valgfri utførelse av oppfinnelsen bestemmes rotasjonshastigheten (rate of penetration, ROP) for sammenstillingen i borehullet ved bruk av signaler fra akselero- meterets aksiale komponent. En slik metode er beskrevet i US-patentsøknad med serienummer 10/167,322 tilhørende Dubinsky et al, innlevert 11. juli 2002, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse. Enhver egnet fremgangsmåte til bestemmelse av ROP kan imidlertid brukes.

Den horisontale separasjon mellom de to kurver er en indikasjon på den relative vinkel hvor borehullet krysser laggrensen: jo større separasjon, jo mindre er vinkelen. Ved bruk av kunnskap om verktøyets responsfunksjon, kan denne vinkelen bestemmes.

Laggrensen kan imidlertid generelt ha en vilkårlig orientering, og den maksimale gammastråletelling behøver ikke å korrespondere med verktøyets retning "opp" (sektorer 0,7 på fig. 5). Gammastråletellingen *F i et avviksborehull som en funksjon av verktøyflatevinkelen I kan approksimeres med funksjonen

3n il

>e. n 3

tre

<>->

Det gjøres en sjekk for å se om, basert på antallet datapunkter, observasjonene, ved hjelp av en konstant 505, adekvat kan beskrives til innenfor en definert sannsynlighet. Hvis svaret er "ja", så avsluttes prosessen, og det er ingen variasjon av dataene med verktøyflatevinkel.

Hvis svaret ved 505 er "nei", så inkrementeres M 507, og det gjøres en utvidelse med to ledd. Dette krever bestemmelse av vinkelen N0. Et første estimat av vinkelen N0fremskaffes som gjennomsnittet av dataene

Dataene roteres deretter omkring den vinkel som er estimert fra ligning (3), og en tilpasning med to ledd gjøres for å fremskaffe 90og Gi i henhold til ligning (1). Ved å beholde disse bestemte verdier av 00og 0^ gjøres det et nytt estimat av N0. Det gjøres igjen en sjekk av godheten av tilpasningen 505, og igjen, hvis tilpasningen er god nok, avsluttes prosessen 509, og hvis tilpasningen ikke er god nok, tilføyes et ytterligere ledd til kurvetilpasningen.

For å forbedre statistikken for målingene, kan det også foretas en gjennom-snittsberegning av målingene over et dybdevindu. Som påpekt ovenfor beskriver fremgangsmåten ifølge Dubinsky en fremgangsmåte med bruk av et aksialt akselerometer for å bestemme dybden av verktøyet. Ved den foreliggende oppfinnelse er fremgangsmåten ifølge Dubinsky foretrukket til å bestemme dybden av sammenstillingen og for å definere det dybdevindu som gjennomsnittsberegningen kan gjøres over, selv om andre fremgangsmåter for bestemmelse av dybde kan brukes.

I de fleste situasjoner vil gamma rådata ikke ha den nødvendige oppløsning til å bruke leddene av høyere orden for utvidelsen som er gitt av ligning (1). I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det følgelig kun et enkelt ledd av utvidelsen gitt av ligning (1). Den fremgangsmåte som er vist på fig. 9 kan brukes til prosessering av avbildningsdata. Dette er vist på fig. 10a, 10b.

Fig. 10a viser rådata som samles inn nede i hullet. Den vertikale akse representerer tid (eller dybde) og den horisontale akse viser sektorene. I dette bestemte eksempel ble det brukt åtte sektorer. Fremvisningen kan være en fargefremvisning, eller den kan være en svart og hvit fremvisning av gammastråletellingene som er funksjon av tid (eller dybde) og asimut (sektor). Etter kurvetilpasningen (ved bruk av kosinusfordelingene som er omtalt ovenfor) av dataene ved et valgt tidspunkt (eller dybde), kan delvis prosesserte data (og en delvis prosessert avbildning), ikke vist, fremskaffes. De delvis prosesserte data blir deretter lavpassfiltrert i den vertikale retning (tid eller dybde). Den filtrerte avbildning kan kvantifiseres til forskjellige nivåer, og den resulterende avbildning kan vises på en fargefremvisning eller en gråskala. Dette kan benevnes den prosesserte avbildning. Et eksempel på dette er vist på fig. 10b. Fig. 10b viser også konturer så som 601a, 601b, 601c ... 601 n. I en fremvisning så som på fig. 10b, representerer disse konturer fallende grenser som krysser borehullet i en vinkel.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse har ovenfor blitt omtalt med hensyn på et gammastråleloggeverktøy. Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan imidlertid også brukes sammen med en hvilken som helst type loggerverktøy som har en sensitivitet som er avhengig av verktøyflatevinkelen. Dette inkluderer resistivitetssensorer med tverrstilte induksjonsspoler så som det som er beskrevet i US-patent 6,147,496 tilhørende Strack et al. En flerhet av retnings-sensorer kan brukes, idet hver av dem fortrinnsvis har sin egen tilknyttede prosessor som er forbundet til den felles buss.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også brukes sammen med kabelloggeverktøy. Når den brukes sammen med kabelverktøy er det nødvendig med en motor for å rotere sammenstillingen gjennom forskjellige verktøy-flatevinkler, for å tilveiebringe adekvat sampling over omkretsen av borehullet. Kabel-verktøyene kan kjøres i åpent hull, eller, i tilfelle av visse type sensorer, så som en gammastrålesensor, i et foret hull. En glattvaiersensorsammenstilling kan også brukes innenfor en borestreng for enkelte typer av målinger.

Claims (28)

1. Roterbar nedihullssammenstilling, tilpasset til transport i et borehull og bestemmelse av en parameter av interesse for et medium som er nær borehullet, hvilken nedihullssammenstilling omfatter: (a) en navigasjonssammenstilling (200, 250) for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for en verktøyflatevinkel for nedihullssammenstillingen, idet navigasjonssammenstillingen er forbundet med en første prosessor (251); og (b) en retningsevalueringsinnretning (64, 78) for tilveiebringelse av målinger som er indikative for parameteren av interesse, idet retningsevalueringsinnretningen er forbundet med en andre prosessor (254); karakterisert ved: (c) en felles buss (260) som er operativt forbundet til den første prosessor (251) og den andre prosessor (254).

2. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor navigasjonssammenstillingen (200, 250) videre tilveiebringer en indikasjon på en lokalisering av nedihullssammenstillingen.

3. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor retningsevalueringsinnretningen (64, 78) videre omfatter en formasjonsevalueringsinnretning.

4. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor navigasjonssammenstillingen (200, 250) transporteres med én av: (A) en borestreng, (B) et kveilrør og (C) en kabel.

5. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1 eller 3, hvor navigasjonssammenstillingen (200, 250) er på et første hus, og at retningsevalueringsinnretningen (64, 78) er på et andre hus, idet de første og andre hus omgir en driv-aksel med en slammotor ved en første ende (55) og en boreinnretning (50) ved en andre ende.

6. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor navigasjonssammenstillingen (200, 250) omfatter et gyroskop (202) som er valgt fra: (A) et gyroskop som er bevegelig om to akser og (B) et gyroskop som er bevegelig om tre akser.

7. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor navigasjonssammenstillingen (200, 250) omfatter et magnetometer med tre komponenter.

8. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 1, hvor: (I) den første prosessor (251) prosesserer signaler fra navigasjonssammenstillingen (200, 250), mens nedihullssammenstillingen roteres, for å tilveiebringe en verdi for en øyeblikksverktøyflatevinkel, hvilken verdi kommuniseres på nevnte felles buss (260) ved spesifiserte intervaller, og (II) den andre prosessor (254) prosesserer signaler fra retningsevalueringsinnretningen, mens nedihullssammenstillingen roteres, og tilveiebringer et signal som er indikativt for parameteren av interesse, hvilket signal kommuniseres på nevnte felles buss (260) ved spesifiserte intervaller.

9. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 8, videre omfattende én av: (A) en telemetriinnretning for sending av informasjon om parameteren av interesse til en opphulls-innretning (40), og (B) et minne for lagring av verdier av øyeblikksverktøy-flatevinkelen og signal som er indikativt for parameteren av interesse.

10. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 8, hvor prosesseringen av signaler fra navigasjonssammenstillingen (200, 250) ved hjelp av den første prosessor (251), er uavhengig av prosesseringen av signaler fra retningsevalueringsinnretningen (64, 78) ved hjelp av den andre prosessor (254).

11. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 10, hvor de første og andre prosessorer har en innbyrdes avstand.

12. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 10, hvor de første og andre prosessorer ikke har en innbyrdes avstand.

13. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 3, hvor formasjonsretningsevalueringsinnretningen videre omfatter minst én av: (I) minst én gammastråledetektor (78), (II) en resistivitetsinnretning (64), (III) en tetthetslogge-innretning (78).

14. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 13, hvor den minst ene gammastråledetektor (78) videre omfatter et par av gammastråledetektorer (252a, 252b) på motsatte sider av den roterbare nedihullssammenstilling.

15. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 10, videre omfattende en prosessor (251, 254) for synkronisering av verdien av verktøyflatevinkelen med signalet som er indikativt for parameteren av interesse.

16. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 15, videre omfattende én av: (A) en telemetriinnretning for sending av informasjon om parameteren av interesse til en opphulls-innretning (40), og (B) et minne for lagring av verdier om øyeblikksverktøyflatevinkelen og signal som er indikativt for parameteren av interesse.

17. Roterbar nedihullssammenstilling som angitt i krav 15, hvor prosessoren (251, 254) er én av: den første prosessor (251) og den andre prosessor (254).

18. Fremgangsmåte til bestemmelse av en parameter av interesse for et medium nær et borehull ved bruk av en roterende nedihullssammenstilling i borehullet, hvilken fremgangsmåte omfatter: (a) fremskaffelse av informasjon om en verktøyflatevinkel for nedihullssammenstillingen, under rotasjon av denne, ved bruk av en første prosessor (251) som er forbundet med en navigasjonssammenstilling (200, 250), for bestemmelse av verktøyflatevinkelen; og (b) bruk av en retningssensitiv evalueringsinnretning (64, 78) for fremskaffelse av målinger som er indikative for parameteren av interesse, idet målingene fremskaffes separat over en flerhet av spesifiserte tidsintervaller, idet retningsevalueringsinnretningen er forbundet med en andre prosessor (254); karakterisert ved: (c) operativt kopling av en felles buss (260) til den første prosessor (251) og den andre prosessor (254); (d) bruk av minst én prosessor (40, 251, 254) for bestemmelse, fra den frem-skaffede informasjon og målingene av den retningssensitive evalueringsinnretning, av delvis prosesserte målinger som er indikative for parameteren av interesse over en flerhet av sektorer av verktøyflatevinkelen; og (e) approksimering av de delvis prosesserte målinger ved hjelp av en serieutvidelse (501, 503, 505, 507) som inkluderer en sinusformet variasjon med verktøyflatevinkelen.

19. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, hvor fremskaffelsen av informasjonen om verktøyflatevinkelen videre omfatter: (i) bruk av navigasjonssammenstillingen (200, 250) omfattende en første sensorinnretning som er minst én av: (A) et gyroskop, (B) et magnetometer og (C) et akselerometer, for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for verktøy-flatevinkelen.

20. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, hvor den roterende nedihullssammenstilling videre omfatter en borkrone (50) for penetrering av en formasjon, idet fremgangsmåten videre omfatter bruk av minst én av: (I) gyroskopet og (II) et akselerometer, for bestemmelse av en penetrasjonshastighet (ROP) for nedihullssammenstillingen.

21. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, hvor serieutvidelsen videre inkluderer en sinusformet variasjon av det dobbelte av verktøyflatevinkelen.

22. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, hvor retningsevalueringsinnretningen (64, 78) videre omfatter minst én gammastråledetektor (78).

23. Fremgangsmåte som angitt i krav 22, hvor den minst ene gammadetektor (78) videre omfatter et par av gammastråledetektorer (252a, 252b) på hovedsakelig motsatte sider av nedihullssammenstillingen.

24. Fremgangsmåte som angitt i krav 23, videre omfattende bruk av en borkrone (50) som er forbundet med nedihullssammenstillingen for penetrering av en formasjon, og bruk av målinger fra den minst ene gammastråledetektor (78) for bestemmelse av en relativ inklinasjon av borehullet i forhold til en formasjonsgrense.

25. Fremgangsmåte som angitt i krav 23 eller 24, videre omfattende bruk av en borkrone (50) som er forbundet med nedihullssammenstillingen for penetrering av en formasjon, og bruk av målinger fra paret av gammastråledetektorer (252a, 252b) for bestemmelse av en relativ inklinasjon av borehullet i forhold til en formasjonsgrense.

26. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, hvor retningsevalueringsinnretningen (64, 78) videre omfatter en resistivitetsinnretning (64).

27. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, hvor retningsevalueringsinnretningen (64, 78) videre omfatter en tetthetsmåleinnretning (78).

28. Fremgangsmåte som angitt i krav 18, videre omfattende bruk av en prosessor (40, 251, 254) for bestemmelse av, fra nevnte serieutvidelse, en indikasjon på nærhet til en laggrense i undergrunnsformasjonen.