NO338496B1 - Fremgangsmåte og apparat for boring av en brønn - Google Patents

Description

Oppfinnelsesområdet

Denne oppfinnelse vedrører generelt logging under boring (LWO). Mer spesifikt vedrører denne oppfinnelse en fremgangsmåte, system og apparat for å forutsi krumningen av et borehull ut fra målinger av bøyningsmoment og for regu-lering av nedihulls styrbare systemer basert på slike målinger.

Bakgrunn for oppfinnelsen

For å oppnå hydrokarboner som olje og gass bores borehull ved å rotere en borekrone festet til en borestrengende. En stor andel av den boreaktivitet som nå foregår innebærer awiksboring, det vil si boring av avvikende og horisontale borehull, for å øke hydrokarbonproduksjonen og/eller å trekke ut ytterligere hydrokarboner fra grunnformasjonene. Moderne avviksboresystemer anvender generelt en borestreng med en bunnhullssammenstilling (BHA) og en borekrone ved enden derav og som roteres av en boremotor (slammotor) og/eller borestrengen. Et antall nedihulls innretninger plassert i tett nærhet til borekronen måler visse nedihulls operasjonsparametere assosiert med borestrengen. Slike innretninger inkluderer typisk følere for å måle nedihulls temperatur og trykk, asimut og inklinasjonsmåle-innretninger og en resistivitetsmåleinnretning for å bestemme nærværet av hydrokarboner og vann. Ytterligere nedihulls instrumenter, kjent som logging under boring (LWD) verktøy festes ofte til borestrengen for å bestemme formasjonens geo-logi og formasjonens fluidtilstander under boreoperasjonene.

Trykksatt borefluid (vanlig kjent som "slam" eller "boreslam") pumpes inn i borerøret for å rotere boremotoren og å tilveiebringe smøring til forskjellige elementer av borestrengen inklusive borekronen. Borerøret roteres av en primær drivinnretning, som for eksempel en motor, for å lette awiksboringen og å bore vertikale borehull. Borekronen er typisk koplet til en lagersammenstilling med en drivaksel som i sin tur roterer borekronen festet dertil. Radielle og aksielle lagre i lagersammenstillingen tilveiebringer understøttelse til de radielle og aksielle krefter for borekronen.

Borehull bores vanlig langs forut bestemte baner og boringen av et typisk borehull foregår gjennom forskjellige formasjoner. Boreoperatøren kontrollerer typisk de overflatekontrollerte boreparametere, som for eksempel vekt på borekronen (WOB), borefluidstrømning gjennom borerøret, rotasjonshastighet av bore strengen (r.p.m av overflatemotoren koplet til borerøret) og densiteten og viskosi-teten av borefluidet for å optimere boreoperasjonene. De nedihulls operasjonsbetingelser endres kontinuerlig og operatøren må reagere til slike endringer og regulere de overflatekontrollerte parametere for å optimere boreoperasjonene. For boring av et borehull i en ny region har operatøren typisk seismiske undersøkelses-kart som tilveiebringer et makrobilde av under overflateformasjonene og en for-håndsplanlagt borehullbane. For boring av flere borehull i den samme formasjon har operatøren også informasjon om de tidligere borede borehull i den samme formasjon. I tillegg tilveiebringer forskjellige nedihulls følere og assosierte elektroniske kontrollkretser utplassert i BHA kontinuerlig informasjon til operatøren om visse nedihulls operasjonsbetingelser, tilstanden av forskjellige elementer av borestrengen og informasjon om den formasjon hvorigjennom borehullet bores.

Typisk inkluderer den informasjon som tilveiebringes til operatøren under boring: (a) borehulltrykk og temperatur; (b) boreparametere, som foreksempel WOB, rotasjonshastighet av borekronen og/eller borestrengen, og borefluidstrøm-ningsmengde. I noen tilfeller blir boreoperatøren også forsynt med selektert informasjon om bunnhullssammenstillingens tilstand (parametere), som for eksempel dreiemoment, slammotor differensialtrykk, borekronestøting og borekronevirvling, etc. En typisk bunnhullssammenstilling er omtalt i US 6233524 B1.

De nedihulls følerdata blir typisk bearbeidet nede i brønnen i noen utstrek-ning og telemetrert (fjernoverført) opphulls ved hjelp av elektromagnetiske signal-overføringsinnretninger eller ved å overføre trykkpulser gjennom det sirkulerende borefluid. Slampulstelemetri anvendes imidlertid mer vanlig. Et slikt system er i stand til å overføre bare et fåtall (1-4) informasjonsbiter per sekund.

BHA i et awiksborehull er utsatt for bøyningsmomenter som skyldes sidekrefter som virker på BHA. Disse sidekrefter kan bevirkes av tyngdekraften, bor-ingsdynamiske effekter, og/eller ved kontakt mellom borehullveggen og BHA. Disse bøyningsmomenter kan bevirke avvik fra den ønskede borehullsbane og som krever korreksjoner. I vanlige awikssystemer, som for eksempel måling under boring (MWD) systemer, tas en awiksoversikt av asimut og inklinasjon av sensorene i BHA etter boring av hver rørseksjon av borerør. Målingene tillater bestemmelse av en siktevektor med en inklinasjon og retning, også benevnt asimut, assosiert med BHA ved hver oversiktslokalitet. Forskjellene i den tredimensjonale vinkel av siktevektorene ved suksessive oversiktsstasjoner dividert med banelengden mellom stasjoner kan anvendes som et mål på irregulariteten av borehullskrumningen kjent som borehullsknevinkel (DLS). Vanlige systemer måler bøyningsmoment og overfører verdiene til overflaten for å bestemme sidekreftene og spenningene i BHA for en gitt borehullskrumning bestemt fra målte oversiktsdata. Vanlig kan høy borehullsknevinkel bevirke vanskeligheter i videre boring og/eller installasjon av produksjonsforingsrør og annet brønnhullsutstyr. Karakte-ren av å foreta målinger bare etter hver rørseksjon forverrer problemet.

Det foreligger et behov for et system og en fremgangsmåte for å foreta vesentlig kontinuerlige bøyningsmålinger som kan anvendes for å tilveiebringe hovedsakelig kontinuerlige borehullskrumningsestimater og som fører til forbedret bore-hullskvalitet.

Oppsummering av oppfinnelsen

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for boring av en brønn, omfattende: et rørelement med en bunnhullssammenstilling BHA ved en bunnende strekkes inn i et borehull; bøyning av bunnhullssammenstillingen BHA måles ved en forut bestemt aksiell lokalitet langs den nevnte bunnhullssammenstilling BHA; og en borehullskrumning anslås fra den målte bøyning.

Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er utdypet i kravene 2 til og med 10.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved et system for boring av en brønn, omfattende: et rørelement med en bunnhullssammenstilling BHA ved en bunnende derav anbrakt i et borehull; en første føler anbrakt i den nevnte bunnhullssammenstilling BHA ved en forut bestemt aksiell lokalitet for å detektere bøyning i en første akse og generere et første bøyningssignal i respons dertil, idet den nevnte første akse er hovedsakelig ortogonal til en lengdeakse av bunnhullssammenstillingen BHA; en andre føler anbrakt i nevnte bunnhullssammenstilling BHA ved den nevnte forut bestemte aksielle lokalitet for å detektere bøyning i en andre akse og generere et andre bøyningssignal i respons dertil, idet den nevnte andre akse er hovedsakelig ortogonal til nevnte lengdeakse; og en prosessor som mottar det første bøyningssignal og det nevnte andre bøynings-signal og relaterer det nevnte første bøyningssignal og den nevnte andre bøy-ningssignal til en borehullskrumning ifølge programmerte instruksjoner.

Foretrukne utførelsesformer av systemet er videre utdypet i kravene 12 til og med 20.

I et aspekt er det omtalt en fremgangsmåte for boring av en brønn, omfattende å forlenge et rørelement med en bunnhullssammenstilling BHA ved bunnenden derav inn i et borehull. Bøyning av bunnhullssammenstillingen måles ved en forut bestemt aksiell lokalitet langs bunnhullssammenstillingen. En borehullskrumning estimeres fra den målte bøyning.

I et ytterligere aspekt omfatter et system for boring av en brønn et rørele-ment med en bunnhullssammenstilling BHA ved en bunnende derav anbrakt i et borehull. En første føler er anbrakt i bunnhullssammenstillingen ved en forut bestemt aksiell lokalitet for å detektere bøyning i en første akse og generere et første bøyningssignal i respons dertil, hvor den første akse er hovedsakelig ortogonal til en lengdeakse av bunnhullssammenstillingen. En andre føler er anbrakt i bunnhullssammenstillingen ved den forut bestemte aksielle lokalitet for deteksjon av bøyning i en andre akse og for å generere et andre bøyningssignal i respons dertil, hvor den andre akse er hovedsakelig ortogonal til lengdeaksen. En prosessor mottar det første bøyningssignal og det andre bøyningssignal og relaterer det første bøyningssignal og det andre bøyningssignal til en borehullskrumning ifølge programmerte instruksjoner.

Kort beskrivelse av tegningene

De nye trekk som er antatt å være karakteristikkene for oppfinnelsen, både med hensyn til organisasjon og metoder for operasjoner, sammen med formålene og fordelene derav, vil bli bedre forstått fra den følgende detaljerte beskrivelse og tegningene hvori oppfinnelsen er illustrert som eksempler bare i illustrerende og beskrivende hensikt og er ikke ment som en definisjon av grensene for oppfinnelsen, hvori: Figur 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem med en borestreng inneholdende en borekrone, slammotor, retningsbestemmende innretninger, måling under boring (MWD) innretninger og et nedihulls telemetrisystem ifølge den foreliggende oppfinnelse; Figurene 2a-2b viser et lengdesnitt av en motorsammenstilling med en slammotor og en ikke-forseglet eller slamsmurt lagersammenstilling og en måte for å plassere visse følere i motorsammenstilling for kontinuerlig å måle visse motor-sammenstillingsoperasjonsparametere ifølge den foreliggende oppfinnelse; Figur 2c viser et lengdesnitt av en forseglet lagersammenstilling og en måte for å plassere visse følere derpå for anvendelse med slammotoren vist i figur 2a; Figur 3 viser et skjematisk diagram av en boresammenstilling for anvendelse med et overflaterotasjonssystem for boring av borehull, hvori boresammenstillingen har en ikke-roterende krage for å gjennomføre retningsendringer nede i brønnen; Figur 4 viser et blokk-kretssystemdiagram for bearbeiding av signaler som relaterer til visse nedihulls følersignaler for anvendelse i bunnhullssammenstillingen anvendt i boresystemet vist i figur 1; Figur 5 viser et blokk-kretssystemdiagram for bearbeiding av signaler som relaterer til visse nedihulls følersignaler for anvendelse i bunnhullssammenstillingen anvendt i boresystemet vist i figur 1; Figur 6 avbilder koordinatsystemet for bøyningsfølere i bunnhullssammenstillingen; Figur 7 viser momentan 601 og gjennomsnittlige 602 borehullsknevinkler DLS beregnet fra BM-målinger som sammenlignet med den beregnede 603 borehullsknevinkel ved bruk av oversiktsdata; Figur 8 viser momentan 701 og gjennomsnittlig 702 avvik i vertikalplanet ("build rate") ved bruk av inklinasjonsdata; Figur 9 viser den momentane og gjennomsnittlige avvik i horisontalplanet ("walk rate") ved bruk av ligning 12 sammenlignet med den beregnede "walk rate" fra oversiktsdata; og Figur 10 viser den momentane 901 og gjennomsnittlige 902 borehullsknevinkel DLS beregnet fra BM-målinger som sammenlignet med den beregnede 903 DLS under anvendelse av oversiktsdata.

Beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer

Figur 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en boresammenstilling 90 vist ført ned i et borehull 26 for boring av borehullet. Boresystemet 10 inkluderer et konvensjonelt boretårn 11 oppsatt på et gulv 12 som bærer et rotasjonsbord 14 som roteres av en primær drivinnretning som for eksempel en elektrisk motor (ikke vist) i en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 inkluderer et borerør22 som strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 14 inn i borehullet 26. En borekrone 50, festet til borestrengenden, desintegrerer de geolog-iske formasjoner når den roteres for å bore borehullet 26. Borestrengen 20 er koplet til et heisespill 30 via en kellyforbindelse (drivstangforbindelse) 21, svivel 28 og ledningen 29 gjennom en taljeblokk 23. Under boreoperasjonen opereres heisespillet 30 til å kontrollere vekten på borekronen (WOB), som er en viktig parameter som påvirker penetrasjonshastigheten. Operasjonen av heisespillet 30 er velkjent innen dette område og er således ikke beskrevet detaljert heri.

Under boreoperasjonene sirkuleres et egnet borefluid 31 fra en slamtank (slamkilde) 32 undertrykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en trykk-svingningsdemper ("desurger") 36, fluidledningen 38 og drivstangforbindelsen 21. Borefluidet 31 tømmes ut ved borehullbunnen 51 gjennom en åpning i borekronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer opphulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35. En føler S1 i ledningen 38 tilveiebringer informasjon om fluidstrømningsmengden. En overflate dreiemomentføler S2 og en respektiv føler S3 assosiert med borestrengen 20 gir informasjon om dreiemomentet og rotasjonshastigheten av borestrengen. I tillegg anvendes en føler (ikke vist) assosiert med ledningen 29 for å tilveiebringe krokbelastningen av borestrengen 20.

I noen anvendelser roteres borekronen 50 ved bare å rotere borerøret 22. I mange andre anvendelser anbringes imidlertid en brønnhullsmotor 55 (slammotor) i boresammenstillingen 90 for å rotere borekronen 50 og borerøret 22 roteres vanlig for å om nødvendig å supplere rotasjonsenergien, og å bevirke endringer i boreretningen. I begge tilfeller avhenger penetrasjonshastigheten (ROP) av borekronen 50 inn i borehullet 26 for en gitt formasjon og en gitt boresammenstilling i stor grad av vekten på borekronen WOB og rotasjonshastigheten av borekronen.

I en utførelsesform i figur 1 er slammotoren 55 koplet til borekronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i lagersammenstillingen 57. Slammotoren 55 roterer borekronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagersammenstillingen 57 understøtter de radielle og aksielle krefter av borekronen 50, nedovertrykket av borekronen og den reaktive oppoverbelastning fra den utøvede vekt på borekronen WOB. En stabilisator 58 koplet til lagersammenstillingen 57 virker som en sentralisator for den nederste del av slammotor-sammenstillingen.

En overflatekontrollerenhet 40 mottar signaler fra brønnhullfølerne og brønnhullsinnretningene via en føler 43 anbrakt i fluidledningen 38 og signaler fra følere S1, S2, S3, krokbelastningsføleren og hvilke som helst andre følere anvendt i systemet og bearbeider disse signaler ifølge programmerte instruksjoner gitt til overflatekontrollerenheten 40. Overflatekontrollerenheten 40 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en skjerm/monitor 42 og anvendes av operatøren for å kontroller boreoperasjonene. Overflatekontrollerenheten 40 inneholder en computer, hukommelse for lagring av data, skriver for registrering av data og annet periferiutstyr. Overflatekontrollerenheten 40 inkluderer også en simuleringsmodell og bearbeider data ifølge programmerte instruksjoner og res-ponderer til brukerkommandoer tilført gjennom en egnet innretning, som for eksempel et tangentbord. Kontrollerenheten 40 er innrettet til å aktivere alarmer 44 når visse usikkerhets- eller uønskede operasjonsbetingelser forekommer. An-vendelsen av simuleringsmodellen er beskrevet detaljert senere.

I en utførelsesform av boresammenstillingen 90 inneholder bunnhullssammenstillingen BHA en DDM-innretning 59 i form av en modul eller avtakbar delsammenstilling anbrakt nær borekronen 50. DDM-innretningen 59 inneholder følere, kontrollkretser og bearbeidingsprogram og algoritmer for å tilveiebringe informasjon om ønskede dynamiske boreparametere vedrørende BHA. Slike parametere kan inkludere borekronestøt, fastsetting-løsning av BHA, bakover-rotasjon, dreiemoment, støt, BHA virvling, BHA utbuling, borehulls- og ringroms-trykkanomalier og for sterk akselerasjon eller påkjenning, og kan inkludere andre parametere som for eksempel BHA- og borekronesidekrefter, og boremotor- og borekronebetingelser og effektiviteten DDM-innretningen 59 bearbeider føler-signalene for å bestemme den relative verdi eller intensiteten av hver slik parameter og overføre denne informasjon til overflatekontrollerenheten 40 via et passende telemetrisystem 72. Bearbeidingen av signaler og data generert av følerne i modulen 59 er beskrevet senere med henvisning til figur 5. Borekronen 50 kan inneholde følere 50a for å bestemme borekronens tilstand og slitasje.

Med fornyet henvisning til figur 1 kan BHA også inneholde følere og innretning i tillegg til de ovenfor beskrevne følere. Slike innretninger inkluderer en innretning for å måle formasjonsresistiviteten nær og/eller foran borekronen, en gammastrålingsinnretning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet og innretninger for å bestemme borestrengens inklinasjon og asimut.

Måleinnretningen 64 for formasjonsresistiviteten er koplet over den nedre nødstopp delsammenstilling 62 som tilveiebringer signaler hvorfra resi sti viteten av formasjonen nær eller foran borekronen 50 bestemmes. En resistivitetsmåleinnretning er beskrevet i US-patent 5.001.675 (Baker Hughes) og som er innlemmet heri som referanse. Dette patent beskriver en dobbelt forplantningsresistivitets-innretning ("DPR") som har ett eller flere par av senderantenner 66a og 66b i avstand fra ett eller flere par av mottaksantenner 68a og 68b. Det anvendes magnetiske dipoler som opererer i det midtre frekvensspektrum og det lavere høyfrekvensspektrum. I operasjon blir de overførte elektromagnetiske bølger forstyrret når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsinn-retningen 64. Mottaksantennene 68a og 68b detekterer slike forstyrrede bølger. Formasjonsresistivitet avledes fra fasen og amplituden av de detekterte signaler. De detekterte signaler bearbeides av en brønnhulls kontrollkrets anbrakt i en husdel 70 over slammotoren 55 og som overføres til overflatekontrollerenheten 40 ved bruk av et egnet telemetrisystem 72.

Inklinometeret 74 og gammastrålingsinnretningen 76 er passende plassert langs resistivitetsmåleinnretningen 64 for henholdsvis å bestemme inklinasjonen av delen av borestrengen nær borekronen 50 og formasjonens gammastrålingsintensitet. Et hvilket som helst inklinometer og gammastrålingsinnretning kan imidlertid anvendes for oppfinnelsens formål. I tillegg kan en asimutinnretning (ikke vist) som for eksempel et magnetometer eller en gyroskopinnretning anvendes for å bestemme borestrengens asimut. Slike innretninger er kjent innen dette området og er derfor ikke beskrevet detaljert heri. I den ovenfor beskrevne kon-figurasjon overfører slammotoren 55 drivkraft til borekronen 50 via en eller flere hule akslinger som løper gjennom resistivitetsmåleinnretningen 64. De hule akslinger muliggjør at borefluid kan passere fra slammotoren 55 til borekronen 50. I en alternativ utførelsesform av borestrengen 20 kan slammotoren 55 være inn-koplet før resistivitetsmåleinnretninger 64 eller ved en hvilken som helst annen lokalitet.

US-patent 5.325.714 (Baker Hughes), som er innlemmet heri som referanse, viser plassering av resistivitetsinnretning mellom borekronen 50 og slammotoren 55. Den ovenfor beskrevne resistivitetsinnretning, gammastrålingsinnretning og inklinometeret kan anbringes i et felles hus som kan være koplet til motoren på den måte som er beskrevet i US-patent 5.325.714. I tillegg viser US-patent 5.456.106 (Baker Hughes), som er innlemmet heri som referanse, et modu-lært system hvori borestrengen inneholder modulære sammenstillinger som inkluderer en modulær følersammenstilling, en motorsammenstilling og nødstopp del-sammenstillinger. Den modulære følersammenstilling er anbrakt mellom borekronen og slammotoren som beskrevet heri i det foregående. I en utførelsesform anvender den foreliggende oppfinnelse modulsystemet vist i US-patent 5.456.106.

Med fortsatt henvisning til figur 1 kan logging under boring LWD innretninger, som foreksempel innretninger for å måle formasjonsporøsitet, permeabilitet og densitet, anbringes over slammotoren 64 i huset 78 for å tilveiebringe informasjon nyttig for å evaluere og teste undergrunnsformasjoner langs borehullet 26. US-patent 5.134.285 (Baker Hughes), som er innlemmet heri som referanse, viser en formasjonsdensitetsinnretning som anvender en gammastrålingskilde og en detektor. I bruk går gammastråler emittert fra kilden inn i formasjonen hvor de interagerer med formasjonen og svekkes. Svekkingen av gammastrålene måles ved hjelp av en passende detektor hvorfra densiteten av formasjonen bestemmes.

Det foreliggende system utnytter en måleinnretning for formasjonsporøsitet, som for eksempel den som er vist i US-patent 5.144.126 (Baker Hughes) og som er innlemmet heri som referanse, som anvender en nøytron emisjonskilde og en detektor for å måle de resulterende gammastråler. I bruk emitteres høyenergi nøytroner inn i den omgivende formasjon. En passende detektor måler nøytron energiforskyvningen som skyldes interaksjonen med hydrogenatomer tilstede i formasjonen. Andre eksempler på nukleære loggeinnretninger er vist i US-patent 5.126.564 og 5.083.124.

De ovenfor anførte innretninger sender data til brønnhulls telemetrisystemet 72, som i sin tur overfører de mottatte data opphulls til overflatekontrollerenheten 40. Brønnhulls telemetrisystemet 72 mottar også signaler og data fra opphulls kontrollerenheten 40 og overfører slike mottatte signaler og data til passende brønnhullsinnretninger. Den foreliggende oppfinnelse anvender en slampulstele- metriteknikk for å kommunisere data fra brønnhullsfølerne og brønnhullsinnret-ningene under boreoperasjoner. En omformer 43 anbrakt i slamtilførselsledningen 38 detekterer slampulser responsive til data overført ved hjelp av brønnhullstele-metrien 72. Omformeren 43 genererer elektriske signaler i respons til slamtrykk-variasjonene og overfører slike signaler via en leder 45 til overflatekontrollerenheten 40. Andre telemetrimetoder, som for eksempel elektromagnetiske og akustiske metoder eller hvilken som helst annen metode kan anvendes for oppfinnelsens formål.

Boresystemet beskrevet så langt vedrører slike boresystemer som anvender et borerør for å føre boresammenstillingen 90 inn i borehullet 26, hvori vekt på borekronen WOB, en av de viktige boreparametere, styres fra overflaten, typisk ved å kontrollere operasjonen av heisespillet. Et stort antall nåværende boresystemer, spesielt for boring av høyawiks- eller horisontale borehull, anvender spole-rør for å føre boresammenstillingen ned i brønnen. I en slik anvendelse utplasse-res enkelte ganger en trykkinnretning i borestrengen for å tilveiebringe den nød-vendige kraft mot borekronen. For oppfinnelsens formål anvendes betegnelsen vekt-på-borekronen WOB for å angi kraften mot borekronen utøvet på denne under boreoperasjonen, uansett om den utøves ved å regulere vekten av borestrengen eller ved hjelp av trykkinnretninger eller ved hjelp av en hvilken som helst annen metode. Også når spolerør anvendes blir heller ikke røret rotert av et rotasjonsbord, idet det i stedet injiseres i borehullet ved hjelp av en passende injektor mens brønnmotoren, som for eksempel slammotoren 55, roterer borekronen 50.

Et antall følere er også plassert i de forskjellige individuelle innretninger i boresammenstillingen. For eksempel er en rekke forskjellige følere plassert i slammotoren, lagersammenstillingen, boreakslingen, røret og borekronen for å bestemme tilstanden for slike elementer under boring og borehullparameterne. Én måte for utplassering av visse følere i de forskjellige borestrengelementer skal nå beskrives.

En metode for montering av forskjellige følere for å bestemme motorsam-menstillingsparameterne og metoden for å kontrollere boreoperasjonene i respons til slike parametere skal nå beskrives i detalj med henvisning til figurene 2a-4. Figurene 2a-2b viser et tverrsnittsoppriss av en positiv fortrengnings slammotor drivseksjon 100 koplet til en slamsmurt lagersammenstilling 140 for anvendelse i boresystemet 10. Drivseksjonen 100 inneholder et langstrakt hus 110 hvori der er en hul elastomer stator 112 som har en skrue-lobeformet indre overflate 114. En metallrotor 116, som kan være fremstilt av stål, og som har en skrue-lobeformet ytre overflate 118 er roterbart anordnet inne i statoren 112. Rotoren 116 kan ha en ikke-gjennomgående boring 115 som avsluttes ved et punkt 122a under den øvre ende av rotoren som vist i figur 2a. Boringen 115 forblir i fluidkommunikasjon med fluidet under rotoren via en port 122b. Rotorens og statorens lobeprofiler er begge lignende, med rotoren med en mindre lobe enn statoren. Lobene på rotoren og statoren og deres skruevinkler er slik at rotoren og statoren tetter ved sepa-rate intervaller og resulterer i etableringen av aksielle fluidkamre eller hulrom som fylles av det trykksatte borefluid.

Virkningen av det trykksatte sirkulerende fluid som strømmer fra topp til bunnen av motoren, som vist ved pilene 124, bringer rotoren 116 til å rotere inne i statoren 112. Modifikasjon av lobetallet og geometrien tilveiebringer variasjon av motorinngangs- og utgangskarakteristikkerfor å akkomodere forskjellige krav til boreoperasjonene.

Med fortsatt henvisning til figurene 2a-2b avføler en differensialtrykkføler 150 anbrakt i ledningen 115 ved sin ene ende trykket av fluidet 124 før dette passerer gjennom slammotoren via en fluidledning 150a og avføler ved sin andre ende trykket i ledningen 115, som er det samme som trykket av borefluidet etter at det har passert omkring rotoren 116. Differensialtrykkføleren tilveiebringer således signaler som er representative for trykkdifferensialet over rotoren 116. Alternativt kan et par trykkfølere P1 og P2 være anbrakt i en bestemt avstand fra hverandre, en nær bunnen av rotoren ved et passende punkt 120a og den andre nær toppen av rotoren ved et passende punkt 120b. En ytterligere differensialtrykk-føler 122 (eller et par trykkfølere) kan anbringes i en åpning 123 dannet i huset 110 for å bestemme trykkdifferensialet mellom fluidet 124 som strømmer gjennom motoren 110 og fluidet som strømmer gjennom ringrommet 27 (se figur 1) mellom borestrengen og borehullet.

For å måle rotasjonshastigheten av rotoren nede i brønnen og således av borekronen 50 er en passende føler 126a koplet til drivseksjonen 100. En vibra-sjonsføler, magnetisk føler, Hall-effekt føler eller en hvilken som helst annen passende føler kan anvendes for å bestemme motorhastigheten. Alternativt kan en føler 126b være anbrakt i lagersammenstillingen 140 for å overvåke rotasjonshastigheten av motoren (se figur 2b). En måler 128 for å måle rotordreiemomentet er plassert nær rotorbunnen. I tillegg kan en eller flere temperaturfølere være passende anbrakt i drivseksjonen 100 for kontinuerlig å overvåke temperaturen av statoren 112. Høye temperaturer kan resultere på grunn av nærværet av høy frik-sjon av de bevegelige deler. Høy statortemperatur kan nedbryte den elastomere stator og således redusere den operative levetid av slammotoren. I figur 2a er vist tre atskilte temperaturfølere 134a-c anordnet i statoren 112 for å overvåke stator-temperaturen.

Hver av de ovenfor beskrevne følere genererer signaler som er representative for sin tilsvarende slammotorparameter, idet disse signaler overføres til brønn-hullskontrollerkretsen anbrakt i seksjonen 70 av borestrengen 20 via direkte led-ninger koplet mellom følerne og kontrollerkretsen eller ved hjelp av magnetiske eller akustiske koplingsinnretninger kjent på dette område eller ved hjelp av hvilken som helst annen ønskelig metode for ytterligere bearbeiding av slike signaler og overføringen av de bearbeidede signaler og data opphulls via brønnhullstele-metri. US-patent 5.160.925 (Baker Hughes), som er innlemmet heri som referanse, viser en modulær kommunikasjonslink plassert i borestrengen for å motta data fra de forskjellige følere og innretninger og overfører slike data oppstrøms. Systemet ifølge den foreliggende oppfinnelsen kan også anvende en slik kommunikasjonslink for å overføre følerdata til kontrollerkretsen eller overflate kontroll-systemet.

Slammotorens rotasjonskraft overføres til lagersammenstillingen 140 via en roterende aksling 132 koplet til rotoren 116. Akslingen 132 anordnet i et hus 130

eliminerer alle rotorens eksentriske bevegelser og effektene av fikserte eller bøyde regulerbare hus under overføring av dreiemoment og nedovertrykk på drivenheten 142 av lagersammenstillingen 140. Typen av lagersammenstilling som anvendes avhenger av den spesielle anvendelse. To typer av lagersammenstillinger anvendes imidlertid mest vanlig i industrien; nemlig en slamsmurt lagersammenstilling som for eksempel lagersammenstillingen 140 vist i figur 2a, og en forseglet lagersammenstilling, som for eksempel lagersammenstillingen 170 vist i figur 2c.

Med fornyet henvisning til figur 2b inneholder en slamsmurt lagersammenstilling typisk en roterende drivaksel 142 anordnet inne i et ytre hus 145. Drivakselen 142 avsluttes med en borekroneboks 143 ved den nedre ende som akkomoderer borekronen 50 (se figur 1) og er koplet til drivakselen 132 ved den øvre ende 144 ved hjelp av en passende forbindelse 144'. Borefluidet fra drivseksjonen 100 strømmer til borekroneboksen 143 via et gjennomgående hull 142' i drivakselen 142. Den radielle bevegelse av drivakselen 142 begrenses av et egnet nedre radiallager 142a anbrakt i det indre av huset 145 nær dets bunnende og et øvre radiallager 142b anbrakt i det indre av huset nær dets øvre ende. Smale gap eller klaringer 146a henholdsvis 146b er anordnet mellom huset 145 og naboskapet av det nedre radiallager 142a og det øvre radiallager 142b og det indre av huset 145. Den radielle klaring mellom drivakselen og husets indre varierer mellom omtrent 0,150 mm og 0,300 mm avhengig av den valgte konstruksjon.

Under boreoperasjonene begynner radiallagrene, som for eksempel vist i figur 2b, å slites ned og bevirker at klaringen varieres. Avhengig av konstruksjons-kravene kan slitasjen på radiallageret bevirke at drivakselen slingrer og gjør det vanskelig for borestrengen å forbli på den ønskede kurs og kan i noen tilfeller bringe de forskjellige deler av lagersammenstillingen til å bli brakt ut av stilling. Ettersom det nedre radiallager 142a er nær borekronen kan selv en forholdsvis liten økning i klaringen ved den nedre ende redusere boreeffektiviteten. Forfort-satt å måle klaringen mellom drivakselen 142 og det indre av huset er det anbrakt forskyvningsfølere 148a henholdsvis 148b ved passende lokaliseringer på husets indre. Følerne er posisjonert til å måle bevegelsen av drivakselen 142 i forhold til det indre av huset 145. Signaler fra forskyvningsfølerne 148a og 148b kan over-føres til brønnhullskontrollkretsen ved hjelp av ledere anbrakt langs husets indre (ikke vist) eller på en hvilken som helst annen måte beskrevet i det foregående med henvisning til figur 2a.

Med fortsatt henvisning til figur 2b er en trøstelagerseksjon 160 anbrakt mellom øvre og nedre radiallagre for å kontrollere den aksielle bevegelse av drivakselen 142. Trøstelageret 160 støtter nedovertrykket av rotoren 116, nedovertrykk som skyldes fluidtrykkfallet over lagersammenstillingen 140 og den relative oppoverbelastning fra den utøvede vekt på borekronen WOB. Drivakselen 142 overfører både den aksielle og torsjonsbelastningen til borekronen koplet til borekroneboksen 143. Hvis en klaring mellom huset og drivakselen har et skrånende gap, som foreksempel vist ved henvisningstallet 149, kan da den samme for-skyvningsmåler 149a anvendes for å bestemme både de radielle og aksielle bevegelser av drivakselen 142. Alternativt kan en forskyvningsføler anbringes ved et hvilket som helst annet sted for å måle den aksielle bevegelse av drivakselen 142. Høypresisjons forskyvningsmålere egnet for anvendelse i borehullsboring er kommersielt tilgjengelige og deres operasjon er således ikke beskrevet detaljert. Fra drøftelsen så langt vil det være klart at vekt på borekronen WOB er en viktig kontrollparameter for boring av borehull. En belastningsføler 152, som for eksempel en strekklappføler er anbrakt på et passende sted i lagersammenstillingen 142 (nedstrøms fra trøstelagrene 160) for kontinuerlig å måle vekten på borekronen

WOB.

Alternativt kan en føler 152' plasseres i lagersammenstillingshuset 145 (oppstrøms av trøstelagrene 160) eller i statorhuset 110 (se figur 2a) for å overvåke vekten på borekronen WOB.

Beseglede lagersammenstillinger anvendes typisk for presisjonsboring og har mye snevrere toleranser sammenlignet med de slamsmurte lagersammenstillinger. Figur 2c viser en forseglet lagersammenstilling 170, som inneholder en drivaksel 172 anbrakt i et hus 173. Drivakselen er koplet til motorakselen via en egnet universalkopling 175 ved den øvre ende og haren borekroneboks 168 ved bunnenden for å akkomodere en borekrone. Nedre og øvre radiallagre 176a og 176b tilveiebringer radiell understøttelse til drivakselen 172 mens et trøstelager 177 tilveiebringer aksiell understøttelse. En eller flere passende plasserte forskyv-ningsfølere kan anvendes for å måle de radielle og aksielle forskyvninger av drivakselen 172. Av hensyn til enkelheten og ikke som en begrensning vises i figur 2c bare forskyvningsføleren 178 for å måle drivakselens radielle forskyvning ved å måle klaringsavstanden 178a.

Som anført i det foregående har forseglede drivenheter av lagertypen mye mindre toleranse (så lave som 0,025 mm klaring mellom drivakselen og det ytre hus) og de radielle og trøstelagrene smøres kontinuerlig av en passende bear-beidingsolje 179 anbrakt i en sylinder 180. Nedre og øvre tetninger 184a og 184b er anordnet for å hindre lekkasje av oljen under boreoperasjonene. På grunn av de strenge brønnhullsbetingelser og slitasjen av forskjellige komponenter lekker oljen ofte slik at reservoaret 180 tømmes og derved bevirkes lagersvikt. For å overvåke oljenivået er en differensialtrykkføler 186 plassert i en ledning 187 koplet mellom en oljeledning 188 og borefluidet 189 for å tilveiebringe forskjellen i trykket mellom oljetrykket og borefluidtrykket. Ettersom differensialtrykket for en ny lagersammenstilling er kjent kan reduksjon i differensialtrykket under boreoperasjonen anvendes for å bestemme mengden av olje tilbake i reservoaret 180. I tillegg kan temperaturfølere 190a-c anbringes i lagersammenstillingsdelen 170 for å bestemme henholdsvis temperaturene i nedre og øvre radiallagre 176a-b og trøste-lagrene 177. En trykkføler 192 er også plassert i fluidledningen i drivakselen 172 for å bestemme vekt-på-borekronen WOB. Signaler fra differensialtrykkføleren 186, temperaturfølerne 190a-c, trykkføleren 192 og forskyvningsføleren 178 over-føres til brønnhullskontrollerkretsen på den måte som er beskrevet tidligere i forbindelse med figur 2a.

Figur 3 viser et skjematisk diagram av en roterende boresammenstilling 255 som kan føres ned i brønnhullet ved hjelp av et borerør (ikke vist) og som inkluderer en innretning for å endre boreretningen uten å stanse boreoperasjonene for bruk i boresystemet 10 vist i figur 1. Boresammenstillingen 255 har et ytre hus 256 med en øvre kopling 257a for forbindelse til borerøret (ikke vist) og en nedre kopling 257b for å akkomodere en borekrone 55. Under boreoperasjoner roterer huset og således borekronen 55 når borerøret roteres av rotasjonsbordet ved overflaten. Den nedre ende 258 av huset 256 har reduserte ytre dimensjoner 258 og en boring 259 derigjennom. Enden 258 med reduserte dimensjoner har en aksel 260 som er forbundet til den nedre ende 257b og en passasje 261 for å la borefluid passere til borekronen 55. En ikke-roterende hylse 262 er anbrakt på utsiden av enden 258 med reduserte dimensjoner slik at når huset 256 roteres for å rotere borekronen 55 forblir den ikke-roterende hylse 262 i sin posisjon. Et flertall av uavhengig regulerbare eller ekspanderbare stabilisatorer 264 er anbrakt på utsiden av den ikke-roterende hylse 262. Hver stabilisator 264 opereres hydraulisk av en kontrollerenhet i boresammenstillingen 255. Ved selektivt å utvide eller trekke tilbake de individuelle stabilisatorer 264 under boreoperasjonene kan boreretningen styres hovedsakelig kontinuerlig og forholdsvis nøyaktig. En inklinasjonsinnretning 266, som for eksempel et eller flere magnetometere og gyroskoper, er anbrakt på den ikke-roterende hylse 262 for å bestemme inklinasjonen av hylsen 262. En gammastrålingsinnretning 270 og en hvilken som helst annen innretning kan anvendes for å bestemme borekroneposisjonen under boring, for eksempel i x, y og z aksen av borekronen 55. En vekselstrøms-generator og oljepumpe 272 kan anbringes opphulls fra hylsen 262 for å tilføre hydraulisk energi og elektrisk energi til de forskjellige brønnhullskomponenter, inklusive stabilisatorene 264. Batterier 274 for å lagre og tilveiebringe elektrisk energi nede i brønnen er anbrakt ved en eller flere egnede steder i boresammenstillingen 255.

Boresammenstillingen 255, i likhet med boresammenstillingen 90 vist i figur 1, kan inkludere et hvilket som helst antall innretninger og følere for å utføre andre funksjoner og tilveiebringe de nødvendige data vedrørende de forskjellige typer av parametere vedrørende boresystemet beskrevet heri. Boresammenstillingen 255 inkluderer en resistivitetsinnretning for å bestemme resistiviteten av formasjonene som omgir boresammenstillingen, andre formasjonsevaluerings-innretninger, som porøsitets- og densitetsinnretninger (ikke vist), en retningsføler 271 nær den øvre ende 257a og følere for å bestemme temperatur, trykk, fluid-strømningsmengde, vekt på borekronen WOB, rotasjonshastighet av borekronen, radielle og aksielle vibrasjoner, støt og virvling. Boresammenstillingen kan også inkludere posisjonsfølsomme følere for å bestemme borestrengposisjonen i forhold til borehullveggene. Slike følere kan være valgt fra en gruppe omfattende akustiske avstandsfølere, tykkelsesmålere, elektromagnetiske og nukleære følere.

Boresammenstillingen 255 inkluderer et antall ikke-magnetiske stabilisatorer 276 nær den øvre ende 257a for å tilveiebringe lateral eller radiell stabilitet til borestrengen under boreoperasjoner. En fleksibel kopling 278 er anordnet mellom seksjonen 280 inneholdende de forskjellige ovenfor angitte formasjonsevaluer-ingsinnretninger og den ikke-roterende hylse 262. Boresammenstillingen 256 som inkluderer en kontrollerenhet eller kontrollkretser med en eller flere prosessorer, generelt betegnet heri med henvisningstallet 284, bearbeider signalene og data fra de forskjellige brønnhullsfølere. Typisk inkluderer formasjonsevalueringsinn-retningene dedikert elektronikk og prosessorer ettersom databearbeidingsbehovet under boringen kan være relativt omfattende for hver slik innretning. Andre ønskede elektroniske kretser er også inkludert i seksjonen 280. Bearbeidingen av signaler utføres generelt på den måte som er beskrevet i det følgende med henvisning til figur 4. En telemetriinnretning i form av en elektromagnetisk innretning, en akustisk innretning, en slampulsinnretning eller en hvilken som helst annen passende innretning, generelt betegnet heri ved henvisningstall 286, er anbrakt i boresammenstillingen 255 på et passende sted.

Figur 4 viser et blokkretsdiagram av en del av en eksempelvis krets som kan anvendes for å utføre signalbearbeiding, dataanalyse og kommunikasjons- operasjoner vedrørende motorføleren og andre borestrengfølersignaler. Differen-sialtrykkfølere 125 og 150, følerpar P1 og P2, RPM-føleren 126b, dreiemoment-føleren 128, temperaturfølere 134a-c og 154a-c, borekronefølere 50a, WOB-føleren 152 eller 152' og andre følere anvendt i borestrengen 20, tilveiebringer analoge signaler representative for den parameter som måles av slike følere. De analoge signaler fra hver slik føler forsterkes og føres til en assosiert analog-til-digital (A/D) omformer som tilveiebringer en digital utgang tilsvarende sitt respektive inngangssignal. De digitaliserte følerdata føres til en databuss 210. En mikro-kontroller 220 koplet til databussen 210 bearbeider følerdataene nede i brønnen ifølge programmert instruksjon lagret i et leselager (ROM) 224 koplet til databussen 210. Et direktelager (RAM) 222 koplet til databussen 210 anvendes av mikrokontrolleren 220 for brønnhullslagring av de bearbeidede data. Mikrokontrolleren 220 kommuniserer med andre brønnhullskretser via en inngangs/utgangs (l/O) krets 226 (telemetri). De bearbeidede data sendes til overflatekontrollerenheten 40 (se figur 1) via brønnhullstelemetri 72. For eksempel kan mikrokontrolleren analysere motoroperasjon nede i brønnen, inklusive stopp på grunn av overbelast-ning ("stall"), underhastighets- og overhastighetsbetingelser som kan forekomme under underbalanser! boring og kommunisere slike betingelser til overflateenheten via telemetrisystemet. Mikrokontrolleren 220 kan programmeres til (a) å registrere følerdata i hukommelsen 222 og lette kommunikasjon av data opp til overflaten, (b) utføre analyser av følerdata for å beregne svar og detektere skadelige betingelser, (c) aktivere brønnhullsinnretninger for å foreta korrektive foranstaltninger, (d) kommunisere informasjon til overflaten, (f) sende kommandosignaler og/eller alarmsignaler opphulls for å bringe overflatekontrollerenheten 40 til å foreta visse foranstaltninger, (g) å gi boreoperatøren informasjon slik at operatøren kan foreta passende foranstaltninger for å kontrollere boreoperasjonene.

Figur 5 viser et blokkretsdiagram for bearbeiding av signaler fra de forskjellige følere i DDM-innretningen 59 (figur 1) og forfjernoverføring av graden eller det relative nivå av de assosierte boreparametere beregnet ifølge programmerte instruksjoner lagret nede i brønnen. Som vist i figur 2 blir de analoge signaler ved-rørende vekt på borekronen WOB fra WOB føleren 402 (som for eksempel en deformasjonsmåler/strekklappføler) og dreiemoment-på-borekrone TOB føleren 404 (som for eksempel en deformasjonsmåler) forsterket ved hjelp av deres assosierte deformasjonsmålerforsterkere 402a og 404a og matet til en digitalt-styrt forsterker

405 som digitaliserer de forsterkede analoge signaler og mater de digitaliserte signaler til en multiplekser 430 i en sentral prosessorenhetskrets (CPU-krets 450). Tilsvarende blir signaler fra deformasjonsmålerne 406 og 408 som vedrører ortogonale bøyningsmomentkomponenter BMy henholdsvis BMx bearbeidet ved hjelp av deres assosierte signalkondisjoneringsenheter 406a og 408a, digitalisert av den digitalt-kontrollerte forsterker 405 og deretter matet til multiplekseren 430. Mens de er beskrevet heri som motstands-deformasjonsmålere, kan en hvilken som helst annen type av egnede deformasjonsmålere anvendes, som for eksempel optiske deformasjonsmålere. I tillegg blir signaler fra borehull-ringromstrykkføleren 410 og borestreng-boretrykkføleren 412 bearbeidet av en assosiert signalkondisjoneringsenhet 410a og deretter matet til multiplekseren 430. Radielle og aksielle akselerometerfølere 414, 416 og 418 tilveiebringer signaler vedrørende bunnhullssammenstillings BHA vibrasjonene, som bearbeides av signalkondisjoneringsenheten 414a og mates til multiplekseren 430. I tillegg blir signaler fra magnetometeret 420, temperaturføleren 422 og andre ønskede følere 424, som for eksempel en føler for å måle differensialtrykket over slammotoren, bearbeidet ved hjelp av deres respektive signalkondisjoneringskretser 420a, 422a og 424a og ført til multiplekseren 430.

Multiplekseren 430 fører de forskjellige mottatte signaler i en forut bestemt rekkefølge til en analog-til-digital omformer (ADC) 432, som omdanner de mottatte analoge signaler til digitale signaler og fører de digitaliserte signaler til en felles databuss 434. De digitaliserte følersignaler lagres midlertidig i et passende lager 436. Et andre lager 438, for eksempel et slettbart, programmerbart leselager (EPROM) lagrer algoritmer og utførbare instruksjoner for bruk av en sentral prosessorenhet (CPU) 440. En digital prosessorkrets 460 (DSP-krets) koplet til den felles databuss 434 gjennomfører flertallet av de matematiske beregninger assosiert med bearbeidingen av data assosiert med følerne beskrevet med henvisning til figur 2. DSP-kretsen inkluderer en mikroprosessor for bearbeiding av data, et lager 464, for eksempel i form av et slettbart, programmerbart leseminne ("EPROM") for lagring av instruksjoner (program) for bruk av mikroprosessoren 462, og lageret 466 for lagring av data for bruk av mikroprosessoren 462. Den sentrale prosessorenhet 440 samvirker med den digitale prosessorkrets via den felles databuss 434, henter opp igjen de lagrede data fra lageret 436, bearbeider disse ifølge de programmerte instruksjoner i lageret 438 og overfører de bearbeidede signaler til overflate kontrollerenheten 40 via en kommunikasjonsdriveenhet 442 og brønnhullstelemetrien 72 (figur 1).

I en utførelsesform kan måling av bøyemomentet i bunnhullssammenstillingen BHA 90 (se figur 1) foretas ved en eller flere posisjoner langs BHA 90, for

eksempel ved å innføre en følersub ved hver posisjon i BHA 90 hvor slike målinger er ønskelig. Ved hver posisjon utføres to uavhengige målinger i to perpendikulære retninger BMx og BMy hvor BMx og BMy er perpendikulære til bunnhullssammenstillingens BHA lengdeakse. Figur 6 avbilder verktøy koordinatsystemet. Typisk anvendes en full deformasjonsmålebro (Wheatstone) som for eksempel den som er assosiert med bøyningsmomentmålingene 406 og 408 i figur 5, med to målere ved motsatte sider av bunnhullssammenstillingen BHA for hver individuelle akse. Hvert analogt bøyningsmomentsignal omdannes uavhengig fra analogt til digitalt for videre bearbeiding. I tillegg foretas målinger av tyngdekraftfeltet (gx, gy) og magnetfelt (Mx, My) med to perpendikulære akselerometerfølere og to perpendikulære magnetometerfølere med følerakser for bøyningsmoment, tyngdekraft og magnetisme hovedsakelig innrettet på linje ved hjelp av konstruksjons- eller ved hjelp av to koordinattransformering til det samme x-y koordinatsystem. Både bøyningsmomentamplitude og orientering i en roterende følersub kan beregnes enten som amplitude og vinkel i forhold til høy sidebøyning (polare koordinater) eller som vertikal og asimutal bøyning (kartesiske koordinater) fra BMx og BMy signalene og orienteringsfølerne. Forskyvningsdriftfeil kan kompenseres ved å rotere verktøyet ved en fiksert lokalitet slik at hver akse vil se den samme bøy-ningsamplitude i både et positivt og et negativt signal i en rotasjon av verktøyet. Hvis signalamplituden ikke balanseres omkring en nullverdi kan målekanalen fremvise drift som kan kompenseres. I et eksempel på en slik måling 1. (Bx, By), (Gx, Gy) er parallelle til (Mx, My). Sagt med andre ord har bøynings-, tyngdekrafts- og magnetismemålingenes koordinatsystemer hovedsakelig parallelle akser. 2. N er antallet målebins per rotasjon av verktøyet. Vinkelen målt ved hjelp av hver bin er gitt ved 360/N, og hver bin strekker seg fra [n<*>360/N - 180/N, n<*>360/N + 180/N], hvori n = 0, ..., N-1. 3. Det resulterende bilde vil vises visuelt ved bruk av en gråskala over 2m nivåer. For standard m = 8 genereres således et 0 til 225 gråskalabilde.

Metode ved høyfrekvenstrinn, dvs. ved 100 Hz:

(a) bøyningsmomentamplitude og fase ved prøve beregnes, k (b) magnetisk fasevinkel ved prøve, k beregnes. Denne fasevinkel er med referanse til den fjernfelts magnetiske vektor. (c) forskjellen mellom magnetiske og bøyningsmomentfaser beregnes ved prøve, K. Denne blir da bøyningsmomentfasen i forhold til den fjernfelts magnetiske vektor (denne benevnes bm-fasen). (d) den beregnede bøyningsamplitude summeres inn i bin gitt av bm-fasen (e) kryssproduktene nødvendige for fasevinkelen mellom tyngdekraft og magnetiske verktøyfrontflater beregnes.

Metode ved lavfrekvenstrinn, dvs. ved 0,2 Hz

(1) gråskaler summene {normaliser data, skala over 2m<->nivåer}, back-up middel og standard avvik til 2x4-byte flytetall ("floats"), slik at 4<*>N byte komprimeres til N<*>(m/8)+8 byte. Dette er det dynamiske rekkebilde, men det statiske bilde kan gjenvinnes ved bruk av normalisasjonsparameterne.

(2) vinkelen mellom magnetiske og tyngdekrafts verktøyforsider beregnes.

(3) rekken av inn i N-bins roteres i en grad lik vinkelen mellom tyngdekrafts- og verktøyfremsidene. Bildet er nå orientert i forhold til tyngdekraftens høye side.

(4) utgangs bøyemoment amplitude og orientering.

For hvert bøyningsmomentmålingspunkt i BHA 90 (roterende eller ikke-roterende) er både amplituden og orienteringen av bøyningsmomentet tilgjengelig for videre bearbeiding nede i brønnen og etter overføring ved overflaten.

En matematisk modell (enten en analytisk lukket modellform eller en nume-risk FEM-modell ("Finite-Element-Model")) kan anvendes for å bestemme hull-krumningen (angitt som borehullsknevinkel "dog leg severity") fra det målte bøy-ningsmoment. Det skal bemerkes at krumningen er i det tredimensjonale rom og kan indikeres som en størrelse og retning. Med kjent orientering av bøynings-momentet kan "build rate" (avvik i vertikalplanet) og "walk-rate" (avvik i horisontalplanet) beregnes. Det følgende beskriver denne prosedyre.

Anvendelse av bøyningsmomentmåling:

Borehullsknevinkel ("Dog Leg Severity" - DLC) fra bøyningsmomentmåling: Bøyningsmomentmåling fra brønnhullsdata kan lett omdannes til enheter av brønnhulls/verktøyborehullsknevinkel (DLS) ved målelokaliseringen på bunnhulls-sammenstillingen BHA som følger:

Anvendelse av den velkjente ligning

Hvor M representerer det kombinerte bøyningsmoment, I representerer treghetsmomentet av bunnhullssammenstillingen BHA, R krumningsradien, E representerer Youngs modul, y er avstanden av føleren fra en nøytral akse i verk-tøyet og o representerer spenningen ved bøyningsmomentfølerne. Fra ligning (1) er følgelig

Hvor£representerer spenningen ved følerne. Betegnelsen El i ligning 2 benevnes "bøyningsstivhet".

Ved bruk av ligning 2:

En bunnhullssammenstilling som borer i et krumt borehull betraktes. Alle endringer i inklinasjonen og asimut, bevirket av endringer i vekt på borekronen WOB, RPM, formasjon, etc. under boring, resulterer i en endring i borehullskrumningen. Som et resultat av krumningsendring foregår en tilsvarende endring i kragebøyningsmomentet, som kan detekteres av bøyningsmomentfølere montert på kragen. Ettersom krumningen endres i kragen, opptredende som et resultat av inklinasjon- og asimutendringer, kan disse endringer detekteres av akseleromete-ret og magnetometeret i kragen, tidligere beskrevet, hvorfra inklinasjon og asimut av kragen kan bestemmes. Det forutsettes derfor at kragen i bunnhullssammenstillingen BHA inneholdende føleren bøyes med en krumningsradius R. Endringen i vinkelen 5 over en kragelengde på 30 meter er derved gitt ved: Ved å innføre i ligning (3) Hvor endringen i vinkelen 5, definert ovenfor i radianer/30 meter, er kjent som borehullsknevinkelen ("dog leg severity") og er vanlig gitt i enheter av grader/30 meter når den multipliseres med omregningsfaktoren 180 7t Treghetsmomentet I og bøyningsmomentet M i ligning (4) er gitt ved

Hvor Mxog My representerer X & Y bøyningsmomentene og do og di representerer ytre og indre kragediametre.

Alternativt kan det forutsettes at spenningen e måles ved en dybde av y<*>0,3 meter fra den nøytrale akse av verktøyet. Da

Dette tilveiebringer en alternativ måte for å beregne borehullsknevinkelen

DLS.

En avsetning av 5 med tid (eller dybde) fra ligning (5) vil se ut liknende som bøyningsmomentkurven, men vil være i enheter av borehullsknevinkel DLS (grader/30 meter) som er mer praktisk i forbindelse med verktøytilstanden. Det er tatt hensyn til forskjellige verktøystørrelser i Ml-målingene.

(ii) Asimut endring ved bruk av kjente inklinasjonsdata fra retningsmålinger og bøyningsmomentdata fra bøyningsmomentmålinger: Hvis (3 representerer den totale endring i vinkel i borehullet mellom to over-våkningsstasjoner, lokalisert ved (i-1) og i lokaliseringer, hvor (3 er en funksjon av inklinasjons- og asimutendring, kan da (3 uttrykkes som borehullsknevinkel DLS 6 (i grader/30 meter) eller bøyningsmomentet (M) ved hjelp av ligningene: hvor p er relatert til borehullsknevinkelen DLS 5 (i grader/30 meter) ved det følgende forhold og derfor, hvor li, Im og ai, om representerer dybdene og inklinasjonen ved i og i-1 lokaliser-ingene. Ettersom (3 kan beregnes fra bøyningsmomentdata ved bruk av ligning (11), kan endringen i asimut Ae beregnes fra ligning (9):

Ved således å kjenne asimut ved den initiale lokalisering (i=0) kan asimut av suksessive lokaliseringer lett bestemmes ved bruk av ligning (12).

Derfor er "walk rate" wr av bunnhullssammenstillingen BHA (i grader/30 meter) gitt ved

Det kan bemerkes at i ligning (12) må uttrykket inne i parentesene ha verdier mellom -1 og +1. Det er mulig at i tilfeller av feil i målingen av M, for eksempel forårsaket av plutselige slagvirkninger, kan den absolutte verdi av A£ være litt større enn 1 og som sådan kan den ikke evalueres ved disse lokaliseringer med mindre verdien gjøres lik 1.

Verktøyforsidevinkelen y kan beregnes ved bruk av formelen

Hvor p er den totale vinkelendring fra ligning (10).

Som eksempel ble sanntids bøyningsmoment (BM) målinger fra feltdata fra flere lokaliseringer etterbearbeidet ved bruk av metodene beskrevet heri. Figur 7 viser de øyeblikkelige 601 og gjennomsnittsberegnede 602 borehullsknevinkler DLS beregnet fra BM-målinger og sammenlignet med de beregnede 603 borehull-knevinkler DLS ved bruk av oversiktsdata. Figur 8 viser de momentane 701 og gjennomsnittsberegnede 702 avvik i vertikalplanet ("build rate") ved bruk av inklinasjonsdata. Figur 9 viser de momentane og gjennomsnittsberegnede avvik i horisontalplanet ("walk rate") ved bruk av ligning (12) sammenlignet med det beregnede avvik i horisontalplanet ("walk rate") fra oversiktsdata. Figur 10 viser momentan 901 og gjennomsnittsberegnet 902 borehullsknevinkel DLS beregnet fra BM-målinger sammenlignet med den beregnede 903 borehullsknevinkel DLS ved bruk av oversiktsdata.

Som indikert ved figurene 7-10 tilveiebringer brønnhullsbøyningsmoment-data i forbindelse med en passende bøyningsmodell av bunnhullssammenstillingen BHA vesentlig høyere oppløsningsinformasjon om borehullskrumningen enn den som tilveiebringes ved den vanlige standard krumningsmetode som antar en konstant borehullsknevinkel mellom påfølgende oversiktsstasjoner. Den beskrevne metode tilveiebringer en tidligere tilbakekopling på retningsendringer enn boreren ville få fra oversiktsdata ved enden av hver seksjon.

Anvendelse av bøyningsmomentdata for å forbedre retningsnøyaktighet

De målte bøyningsmomentdata avhenger av deformasjonen av bunnhulls-sammenstillingen BHA under innvirkning av tyngdekraften, vekten på borekronen, styrekrefter og andre sidekrefter som skyldes veggkontakter og dynamiske effekter. Som et resultat av denne deformasjon vil retningsføleren i bunnhullssammenstillingen BHA typisk sentrert på og parallelt til BHA-aksen erfare en misinnretning i forhold til borehullsaksen. I en 3D brønnprofil kan denne misinnretning skje både i vertikalplanet (nedheng) så vel som i horisontalplanet. Disse misinnretningsfeil ville resultere i en feil i anbringelsen av brønnen.

Anvendelse av bøyningsmomentdata for å kompensere for misinnretningsfeil, kan en matematisk modell anvendes for å beskrive den elastiske deformasjon av BHA og retningen av det allerede borede hull (oversiktsdata og kaliber hvis disse er tilgjengelig). I denne beregning er de tilgjengelige bøyningsmomentmål-inger ekstremt nyttige for å begrense usikkerheten involvert i disse matematiske modeller. Brønnhullsinformasjon om både bøyningsmomentamplitude og bøy-ningsmomentorientering i forhold til gravitasjonsmessig høyside eller magnetisk nord i kombinasjon med den matematiske modell, enten nede i brønnen eller ved overflaten, kan tilveiebringe kontinuerlig informasjon om asimut og inklinasjon under boring.

Kombinasjonen av målte bøyningsmomentdata og en matematisk bunnhullssammenstillings BHA modell tilveiebringer informasjon om krumningen ("build rate" og "walk rate") av borehullet. I kombinasjon med innretninger for å endre brønnbaneretningen som for eksempel styrbare motorer eller regulerbare stabilisatorer, som tidligere drøftet, kan bøyningsmomentdata anvendes for å kontrollere borehullskrumningen ved å endre innstillingene av de styrbare innretninger. Dette kan enten gjøres i en overflatesløyfe som involverer personell eller computere ved overflaten eller nede i brønnen i en kontroller i en lukket kontrollsløyfe. Som et praktisk eksempel kunne både amplitude og retning av styrekraften i et selvkon-trollert retningssystem reguleres for å oppnå og opprettholde målverdier for bøy-ningsmomentet i både amplitude og orientering.

Som en fagkyndig vil innse blir retningsfølere inklusive magnetometere vanlig anvendt i en ikke-magnetisk seksjon av BHA, som for eksempel en ikke-magnetisk borekrage. På grunn av kravene til plass inne i en ikke-magnetisk seksjon av BHA blir retningsfølerne som tilveiebringer asimut i et borehull typisk lokalisert i en viss avstand over borekronen. Som sådan tilveiebringer hver ret-ningsmåling ikke retningen av det hull som bores ved borekronen, men retningen ved borehullet ved følerlokaliseringen. Målingen av bøyningsmomentamplituden og orienteringen i forhold til den høye side (enten tyngdekrafts eller magnetisk) ved en eller flere posisjoner mellom det retningsstyrte målepunkt og borekronen anvendes for å gi brønnbaneretningen fra punktet for den direkte måling til borekroneposisjonen. På nytt trengs en matematisk modell for å ta den elastiske deformasjon av bunnhullssammenstillingen BHA i betraktning. Informasjon om styre-historie og borehullkaliberdata kan ytterligere øke nøyaktigheten av forutsigelsen. En slik modell kan innlemmes i et lukket sløyfesystem nede i brønnen eller alternativt kan data overføres til overflaten for bearbeiding i en overflate computer.

Mens den foregående beskrivelse er rettet på de foretrukne utførelses-former av oppfinnelsen vil forskjellige modifikasjoner være nærliggende for de fagkyndige. Det er ment at alle variasjoner i den foregående beskrivelse skal være omfattet i de etterfølgende patentkrav.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte for boring av en brønn, omfattende: et rørelement med en bunnhullssammenstilling BHA (90) ved en bunnende strekkes inn i et borehull (26); bøyning av bunnhullssammenstillingen BHA (90) måles ved en forut bestemt aksiell lokalitet langs den nevnte bunnhullssammenstilling BHA (90); og en borehullskrumning anslås fra den målte bøyning.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter at borehullskrumningen kontrolleres i samsvar med en forut bestemt målverdi.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter at bøyningsmomentet kontrolleres ved en målstørrelse og målorientering for å bevirke at borehullet (26) bores langs en målbane.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter at krumningen av borehullet (26) anslås ved en borekrone (50) anbrakt ved bunnen av bunnhullssammenstillingen BHA (90) ved bruk av bøyningsmålingen og en retningsstyrt måling ved en lokalisering langs bunnhullssammenstillingen BHA (90) i avstand fra borekronen (50).

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat bøyningen av bunnhullssammenstillingen BHA (90) omfatter måling av bøyningen i to hovedsakelig ortogonale akser hvori hver av de to ortogonale akser også er hovedsakelig ortogonale til en lengdeakse av bunnhullssammenstillingen BHA (90).

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter overføring av bøynings-målingene til en overflatelokalitet for bearbeiding.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter at bøyningsmålingene i det minste delvis bearbeides nede i brønnen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat bunnhullssammenstillingen BHA (90) misinnretning i borehullet anslås ved en retningsstyrt målelokalitet ved bruk av bøynings-målingene.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert vedat den ytterligere omfatter kontroll av avvik i vertikal-retningen ("build rate") av borehullet ved bruk av bøyningsmomentmålingene.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert vedat den ytterligere omfatter kontroll av avvik i horison-talretningen ("walk rate") av borehullet ved bruk av bøyningsmomentmålingene.

11. System for boring av en brønn, omfattende: et rørelement med en bunnhullssammenstilling BHA (90) ved en bunnende derav anbrakt i et borehull (26); en første føler anbrakt i den nevnte bunnhullssammenstilling BHA (90) ved en forut bestemt aksiell lokalitet for å detektere bøyning i en første akse og generere et første bøyningssignal i respons dertil, idet den nevnte første akse er hovedsakelig ortogonal til en lengdeakse av bunnhullssammenstillingen BHA (90); en andre føler anbrakt i nevnte bunnhullssammenstilling BHA (90) ved den nevnte forut bestemte aksielle lokalitet for å detektere bøy-ning i en andre akse og generere et andre bøyningssignal i respons dertil, idet den nevnte andre akse er hovedsakelig ortogonal til nevnte lengdeakse; og en prosessor (284) som mottar det første bøyningssignal og det nevnte andre bøyningssignal og relaterer det nevnte første bøynings-signal og den nevnte andre bøyningssignal til en borehullskrumning ifølge programmerte instruksjoner.

12. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat den første føler og den andre føler begge er strekkmålere (strekklapper) (406, 408).

13. System (10) ifølge krav 12, karakterisert vedat strekkmålerne (406, 408) er valgt fra gruppen be-stående av (i) motstandsstrekkmålere og (ii) optiske strekkmålere.

14. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat det ytterligere omfatter en styrbar innretning anbrakt i den nevnte bunnhullssammenstilling BHA (90), idet den styrebare innretning virker kooperativt med kontrolleren for å kontrollere borehullskrumningen ifølge en forut bestemt målverdi.

15. System (10) ifølge krav 14, karakterisert vedat den styrbare innretning er valgt fra gruppen bestå-ende av (i) en brønnmotor (55) og (ii) en regulerbar stabilisator.

16. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat prosessoren (284) er i det minste delvis lokalisert nede i brønnen.

17. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat prosessoren (284) er lokalisert ved en overflatelokalitet.

18. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat den ytterligere omfatter en retningsføler for å bestemme en måling som er indikativ for banen av borehullet (26).

19. System (10) ifølge krav 18, karakterisert vedat retningsføleren omfatter (i) et magnetometer, (ii) et akselerometer og (iii) en gyroinnretning.

20. System (10) ifølge krav 11, karakterisert vedat den første akse og den andre akse er hovedsakelig ortogonale i forhold til hverandre.