NO339716B1 - Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsmålinger under rotasjonsboring - Google Patents
Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsmålinger under rotasjonsboring Download PDFInfo
- Publication number
- NO339716B1 NO339716B1 NO20043755A NO20043755A NO339716B1 NO 339716 B1 NO339716 B1 NO 339716B1 NO 20043755 A NO20043755 A NO 20043755A NO 20043755 A NO20043755 A NO 20043755A NO 339716 B1 NO339716 B1 NO 339716B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- resistivity
- sensor
- electrode
- borehole
- current
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 47
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 13
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims description 8
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 244000035744 Hura crepitans Species 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 206010035148 Plague Diseases 0.000 description 1
- 241000405965 Scomberomorus brasiliensis Species 0.000 description 1
- 241000607479 Yersinia pestis Species 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 210000003679 cervix uteri Anatomy 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
- G01V3/24—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current using ac
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
- E21B47/017—Protecting measuring instruments
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Apparatuses And Processes For Manufacturing Resistors (AREA)
- Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse vedrører brønnlogging. Spesielt angår oppfinnelsen en anordning og en fremgangsmåte for avbildning av undergrunnsformasjoner ved bruk av elektriske metoder.
2. Bakgrunn for oppfinnelsen
Birdwell (US-patent 3,365,658) beskriver bruk av en fokusert elektrode for å bestemme resistiviteten til undergrunnsformasjoner. En målestrøm blir utsendt fra en sentral måleelektrode inn i de nærliggende grunnformasjonene. Denne måle-strømmen blir fokusert inn i en forholdsvis smal strømståle utover fra borehullet ved bruk av en fokuseringsstrøm som utsendes fra nærliggende fokuserings-elektroder plassert ved måleelektroden og på hver side av denne. Ajam mfl. (US-patent 4,122,387) beskriver en anordning hvor samtidige logger kan tas ved forskjellige laterale avstander gjennom en formasjon fra et borehull ved hjelp av et verneelektrodesystem plassert på en sonde som blir senket ned i borehullet ved hjelp av en loggekabel. En enkelt oscillator styrer frekvensen til to formasjons-strømmer som flyter gjennom formasjonen ved de ønskede, forskjellige laterale dybdene fra borehullet. Armeringen til loggekabelen virker som strømretur for ett av verneelektrodesystemene, og en kabelelektrode i en kabelelektrodeenhet umiddelbart over loggesonden virker som strømretur for det andre verneelektrode-systemet. To utførelsesformer er også beskrevet for måling av referanse-spenninger mellom elektroder i kabelelektrodeenheten og verneelektrodesystemene.
Teknikker for undersøkelse av grunnformasjoner med grupper av måleelektroder er blitt foreslått. Se f.eks. US-patent nr. 2,930,969 til Baker, kanadisk patent nr. 685,727 til Mann mfl., US-patent nr. 4,468,623 til Gianzero og US-patent nr. 5,502,686 til Dory m.fl. Ba/cer-patentet foreslo et antall elektroder som hver var utformet av knapper som er elektrisk sammenknyttet ved hjelp av fleksible tråder med knapper og tråder innbakt i overflaten av et sammenklappbart rør. Mann-patentet foreslår en gruppe med små elektrodeknapper enten montert på en sonde eller en pute og som hver i rekkefølge innfører en separat, målbar måle-strøm for en elektrisk undersøkelse av grunnformasjonen. Elektrodeknappene er plassert i et horisontalplan som omgir rommet mellom elektrodene og en anordning for sekvensielt å eksitere og måle en målestrøm fra elektrodene, er beskrevet.
G/anzero-patentet beskriver sondemonterte puter, hver med et antall små måleelektroder hvorfra individuelle, målbare målestrømmer blir injisert mot veggen i borehullet. Måleelektrodene er anordnet i en gruppe der måleelektrodene er passert slik at mellomrom langs minst én omkretsretning (omkring borehullsaksen) for å injisere målestrømmer inn i borehullsveggsegmenter som overlapper hver-andre i en forutbestemt utstrekning når sonden blir beveget langs borehullet. Måle-elektrodene er laget små for å muliggjøre en detaljert elektrisk undersøkelse over et omkretsmessig sammenhengende segment av borehullet for å tilveiebringe indikasjoner på stratigrafien til formasjonen nær borehullsveggen så vel som sprekker og deres orienteringer. Ifølge en teknikk er det tilveiebrakt en rommessig lukket sløyfegruppe av måleelektroder omkring en sentral elektrode, der gruppen blir brukt til å detektere det romlige mønsteret av elektrisk energi som injiseres av den sentrale elektroden. I en annen utførelsesform er det tilveiebrakt en lineær gruppe med måleelektroder for å injisere en strømflyt inn i formasjonen over et omkretsmessig effektivt sammenhengende segment av borehullet. Diskrete deler av strømflyten er separat målbare for å fremskaffe et antall målesignaler som er representative for strømtettheten fra gruppen og fra hvilken et detaljert elektrisk bilde av et omkretsmessig kontinuerlig segment av borehullsveggen kan utledes etterhvert som sonden beveger seg langs borehullet. I en annen form av en gruppe med måleelektroder er de anordnet i en lukket sløyfe, slik som en sirkel, for å muliggjøre direkte målinger av resistivitetsuregelmessigheter.
Do/y-patentet beskriver bruk av en akustisk sensor i kombinasjon med putemonterte elektroder, idet bruken av den akustiske sensoren gjør det mulig å fylle inn gapene i det bilde som er fremskaffet ved å bruke putemonterte elektroder, på grunn av det faktum at i borehull med stor diameter, vil putene nødvendigvis ikke tilveiebringe en fullstendig dekning av borehullet.
I en ikke avgjort US-patentsøknad med nummer 09/836,980 fra Evans mfl.
(" Evans '980-søknad") hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskrives en anordning egnet for resistivitetsavbildning med vannbasert slam (water based mud, WBM) og oljebasert slam (OBM). Anordningen som er beskrevet i Evans '980-søknad er hovedsakelig en kabelloggingsanordning. US-
patent 6,600,321 til Evans, beskriver en modifikasjon av Evans '374-søknad som er tilpasset for bruk i anvendelser for måling-under-boring (MWD). Begge patent-søknadene til Evans har putemonterte elektroder som er i kontakt med grunnformasjonen.
En annen anordning som kan brukes i forbindelse med MWD-resistivitetsmålinger er den som er beskrevet i US-patent 6,173,793 til Thompson mfl. Ifølge Thompson kan borkronen være drevet av en boremotor nede i brønnhullet. Motoren kan være på en roterende borestreng eller på oppkveilingsrør. Sensorene for måling av parameterne av interesse, kan rotere sammen med borkronen. Alter-nativt kan sensorene ha én av flere utforminger. I en utforming er sensorene montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse; i en annen konfigurasjon er sensorene montert på puter som kan rotere eller ikke rotere, idet putene blir hydraulisk eller mekanisk drevet for å danne kontakt med borehullsveggen; i nok en annen utforming er sensorene montert på hovedsakelig ikke-roterende ribbe-styringsanordninger som brukes til å styre retningen av boreverktøyet nede i hullet. I en hvilken som helst av disse arrangementene er brønnhullsenheten forsynt med sensorer som tar målinger av de parametere som er av interesse. Enheten er forsynt med magnetiske sensorer og treghetssensorer for å tilveiebringe informasjon om orienteringen til målesensorene. Et telemetrisystem sender informasjon ned i hullet om dybden til boringsenheten. En mikroprosessor nede i hullet kombinerer dybde- og asimut-informasjonen med de målinger som tas av de roterende sensorer, benytter redundans i dataene til å forbedre signal/støy-forholdet (S/N-forholdet), komprimerer dataene og sender dem opp gjennom hullet ved hjelp av et telemetrisystem.
Anordningene til Evans og Thompson, når de brukes til resistivitetsavbildning, lider av en betydelig ulempe. Siden de er kontaktanordninger, er det betydelig slitasje på sensorene. Anordningene til Evans omfatter et antall avfølingselektro-der som er forholdsvis omfangsrike. Anordningen til Thompson er best egnet for bruk med en langsomt roterende hylse. Med en langsomt roterende hylse vil det kanskje ikke være mulig å få et fullstendig 360 graders bilde av borehullet.
Det ville være ønskelig å ha en anordning og en fremgangsmåte for resistivitetsavbildning for å tilveiebringe MWD-bilder av grunnformasjoner. En slik anordning bør fortrinnsvis være opererbar med OBM og WBM. Det blir også foretrukket at anordningen bør være forholdsvis enkel og ikke være utsatt for unødven- dig slitasje under MWD-operasjoner. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behovet.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse er en anordning og en fremgangsmåte for å fremskaffe et resistivitetsbilde av et borehull under boringsoperasjoner. En resistivitetssensor blir holdt i en spesifisert avstand fra borehullsveggen ved å benytte en egnet anordning. En prosessor bruker målinger fra en orienteringssensor på resisti-vitetsmodulen til å bestemme en verktøyflate-orientering under fortsatt rotasjon. Resistivitetssensoren kan være montert på en pute, en ribbe eller en stabilisator. Resistivitetssensoren kan være galvanisk og kan innbefatte passende fokuser-ings-, verne- og overvåknings-elektroder. En rekke fokuseringsteknikker kan benyttes. En prosessor, fortrinnsvis nede i brønnhullet, kan brukes til å opprettholde et hovedsakelig konstant effektforbruk. Orienteringssensorene kan være et magnetometer, et akselerometer eller et gyroskop. I oljebasert slam kan kapasitiv kopling benyttes. Multifrekvente målinger kan benyttes i kombinasjon med kjente frekvensfokuserende teknikker.
Ikke-galvaniske sensorer kan også brukes til å ta resistivitetsmålinger. Disse innbefatter induksjonssensorer og kan videre innbefatte en skjermet dipol eller en kvadrupolantenne for direksjonalitet. En jordgjennomtrengende radar kan brukes til å overvåke fluidinvasjon i grunnformasjonen.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
Fremstillingen i dette patentet inneholder minst én tegning utført i farger. Kopier av dette patentet med én eller flere fargetegninger vil bli levert av the US
Patent and Trademark Office på anmodning og ved betaling av den nødvendige avgiften.
De nye trekkene som antas å være karakteristiske for oppfinnelsen, både med hensyn til organisering og fremgangsmåter for drift, sammen med oppfinnelsens formål og fordeler, vil bli bedre forstått ut fra den følgende detaljerte beskrivelse og tegningene hvor oppfinnelsen er illustrert ved hjelp av et eksempel med kun det formål å illustrere og beskrive, og som ikke er ment som en definisjon av oppfinnelsens omfang, hvor:
Fig. 1 (kjent teknikk) er en skjematisk illustrasjon av et boringssystem.
Fig. 2 er et utførelseseksempel av de forskjellige komponentene i en sensor-modul for resistivitetsmåling. Fig. 3a-3d viser utførelseseksempler på en modul for resistivitetsmåling.
Fig. 4 viser et eksempel på en illustrasjon av en galvanisk sensor.
Fig. 5 viser et annet eksempel på en galvanisk sensor.
Fig. 6 er et eksempel på et blokkskjema i et arrangement for å opprettholde konstant energiforbruk. Fig. 7 (kjent teknikk) viser en elektrodeutforming i henhold til en utførelses-form av foreliggende oppfinnelse. Fig. 8 er et blokkskjema over et arrangement for å kompensere for kontakt-resistans. Fig. 9 er en illustrasjon av en modell som viser en resistivitetsmålende anordning i henhold til foreliggende oppfinnelse i nærheten av en laggrense. Fig. 10 viser simulerte, asimutale responser for utformingen på fig. 9 for forskjellige avstander for verktøyet fra laggrensen. Fig. 11 viser modellmålinger for å bruke anordningen ifølge oppfinnelsen til å frembringe en tilnærmet modell. Fig. 12a viser en fysisk modell for testing av anordningen ifølge oppfinnelsen. Fig. 12b (i farger) viser et eksempel på et bilde fremskaffet ved å bruke anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse i en modell. Fig. 13 viser et eksempel på en skjermet, magnetisk dipol egnet for bruk i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 14 viser et eksempel på et kvadrupol-induksjonssystem egnet for bruk i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fig. 15 (kjent teknikk) viser et eksempel på jordgjennomtrengende radarmål-inger som brukes til å overvåke en fluidgrenseflate i en modellundersøkelse. Fig. 16 (kjent teknikk) viser bruk av en induksjonsspole som resistivitetssensor.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Fig. 1 viser skjematisk et boresystem 10 med en borestreng 20 som bærer en boringsenhet 90 (også kalt en bunnhullsanordning eller "BHA") transportert i et "brønnhull" eller "borehull" 26 for boring av brønnhullet. Boresystemet 10 innbe fatter et konvensjonelt boretårn 11 reist på et dekk 12 som understøtter et rota-sjonsbord 14 som blir rotert ved hjelp av en drivanordning slik som en elektrisk motor (ikke vist) ved den ønskede rotasjonshastighet. Borestrengen 20 innbefatter en rørledning slik som et borerør 22 eller et oppkveilingsrør som strekker seg ned-over fra overflaten inn i borehullet 26. Borestrengen 20 blir skjøvet inn i brønn-hullet 26 når et borerør 22 blir brukt som rørledning. For anvendelser i forbindelse
med oppkveilingsrør blir det imidlertid brukt en produksjonsrørinjektor, ettersom en slik injektor (ikke vist) imidlertid blir brukt til å bevege produksjonsrøret fra en kilde, slik som en spole (ikke vist) til brønnhullet 26. Borkronen 50 som er festet til enden av borestrengen, bryter opp de geologiske formasjonene når den blir rotert for å bore borehullet 26. Hvis et borerør 22 blir brukt, er borestrengen 20 koplet til et heiseverk 30 via en drivrørskjøt 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en trinse 23. Under boringsoperasjoner blir heiseverket 30 drevet for å regulere vekten på borkronen som er en viktig parameter som påvirker inntrengningshastigheten. Virkemåten til heiseverket er velkjent på området og blir derfor ikke detaljert beskrevet her.
Under boringsoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom en kanal i borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en trykkutjevner 36, fluidledning 28 og drivrørsskjøt 21. Borefluidet 31 strømmer ut ved bunnen 51 av borehullet gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer opp gjennom hullet gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og brønnhullet 26, og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35. Borefluidet bidrar til å smøre borkronen 50 og til å føre borkaks eller andre rester bort fra borkronen 50. En sensor Si som fortrinnsvis er plassert i ledningen 38, fremskaffer informasjon om fluidstrømningshastigheten. En dreiemomentsensor S2på overflaten og en sensor S3tilknyttet borestrengen 20, tilveiebringer henholdsvis informasjon om dreiemomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen. I tillegg blir en sensor (ikke vist) tilknyttet ledningen 29, brukt til å tilveiebringe kroklasten til borestrengen 20.
I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borestrengen 50 rotert ved bare å rotere borerøret 22. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er en brønnhullsmo-tor 55 (slammotor) anordnet i boringsenheten 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 blir rotert på vanlig måte for å supplementere rotasjonsenergien, om nødvendig, og for å bevirke endringer i boreretningen.
I den foretrukne utførelsesform en på fig. 1 er slammotoren 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en lagerenhet 57. Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluid 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagerenheten 57 understøtter de radiale og aksiale kreftene på borkronen. En stabilisator 58 koplet til lageranordningen 57 virker som en sentrerings-anordning for den nedre del av slammotorenheten.
Det vises nå til fig. 2 hvor et utførelseseksempel av de forskjellige komponentene i sensormodulen for måling av resistivitet er vist. Ved den øvre enden er det anordnet en overgangsmodul 101. Kraft- og behandlings-elektronikken er indikert ved 103. Modulen er forsynt med en stabilisator 107, og en datakopierings-port kan være anordnet ved 105. En resistivitetssensor (nærmere beskrevet nedenfor) er anordnet ved 109 med sensor- og måle-elektronikken ved 113. Modulære forbindelser 115 er tilveiebrakt ved begge ender av modulen som gjør det mulig å innlemme modulen som en del av bunnhullsanordningen. En orienteringssensor 111 er tilveiebrakt for måling av verktøyflatevinkelen til sensorenheten under kontinuerlig rotasjon. Forskjellige typer orienteringssensorer kan benyttes, innbefattende magnetometre, akselerometre eller gyroskoper. Bruk av slike anordninger til å bestemme verktøyflatevinkelen er kjent på området, og blir ikke nærmere diskutert her.
Stabilisatoren som er vist ved 107 tjener flere viktige funksjoner. I likhet med konvensjonelle stabilisatorer er én funksjon å redusere svingninger og vibra-sjoner av sensorenheten. I forbindelse med foreliggende oppfinnelse tjener den imidlertid også en annen viktig funksjon, nemlig å sentralisere den delen av bunnhullsanordningen (BHA) som innbefatter en sensorenhet, og også til å opprettholde sensorene med en spesiell avstand fra borehullsveggen. Dette er ikke synlig på fig. 2, men den ytre diameteren til stabilisatoren er større enn den ytre diameteren til den del av bunnhullsanordningen som innbefatter resistivitetssensoren. Som en følge av denne diameterforskjellen, blir resistivitetssensoren holdt i en avstand fra borehullsveggen under fortsatt rotasjon av borestrengen, og unngår dermed problemene med slitasje som tidligere kjente anordninger er beheftet med slik som Thompson og Evans.
Det vises nå til fig. 3a hvor et utførelseseksempel av de forskjellige komponentene er vist. En stabilisator er vist ved 125, resistivitetssensoren er generelt
skissert ved 121 og den tilknyttede elektronikken er generelt vist ved 122. Som vist på fig. 3a kan resistivitetssensoren være en hvilken som helst av de typene som er beskrevet nærmere nedenfor. Orienteringssensoren er skissert ved 123. På fig. 3b er arrangementet lik det som er vist på fig. 3a, med den forskjell at resistivitetssensoren 123' kan være utplassert på stabilisatoren. Utførelsesformen på fig. 3c skisserer en ytterligere del av resistivitetssensoren som 124". Dette er ment generelt å skissere en litt mer komplisert resistivitetssensor; f.eks. som vist på fig. 3c kan delen 121 være en strømelektrode og delen 124" kan skissere elektronikk tilknyttet en verneelektrode. Fig. 3d viser et annet mulig arrangement av komponentene som er vist på fig. 3c. Poenget her er at en lang rekke typer av resistivi-tetssensorer kan benyttes, og disponeringen av resistivitetsensorene, tilhørende elektronikk og orientering av sensorene kan være ganske variert. Når resistivitetssensoren er utplassert på en stabilisator, er den nedsenket for å unngå kontakt mellom sensoren og borehullsveggen.
Det finnes et antall forskjellige konfigurasjoner for kopling av sensorenheten til vektrøret. I en utførelsesform av oppfinnelsen er sensoren installert i en fast posisjon på vektrøret slik at den roterer med nøyaktig samme rotasjonshastighet som borestrengen gjør. En mulig ulempe med et slikt arrangement, er den store mengden med data som følger. Inntregningshastigheten til en bunnhullsanordning er forholdsvis langsom slik at med en typisk rotasjonshastighet på 60 rpm har de inn-samlede dataene en høy grad av redundans. I noen situasjoner hvor signal/støy-forholdet (SNR) er lavt, kan redundansen være fordelaktig, og dataene kan stables for å forbedre SNR. I mange tilfeller er imidlertid dette kanskje ikke nødvendig. Ved det andre ytterpunktet er det arrangementet som er beskrevet i Thompson mfl. hvor sensorene er montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse. Den mulige ulempen ved et slikt arrangement er at hvis rotasjonshastigheten til hylsen er for langsom, kan borehullsveggen bli utilstrekkelig samplet ved hjelp av en enkelt resitivitetssensor. Som beskrevet i Thompson mfl., kan et antall sensorer, eventuelt på et antall puter, benyttes; dette kan føre til et mer komplisert system. I en foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er derfor sensoren montert på en hylse som roteres med separat drivanordning. I dette tilfelle er bevegelsen til elektrodene frakoplet rotasjonen av borestrengen. Dette gjør det mulig å regulere den asimutale samplingen av borehullsveggen så vel som graden av redundans i dataene. I alle fall blir avstanden mellom elektrodeoverflaten og formasjonen opprettholdt ved hjelp av en nærliggende stabilisator. I en optimal ut-førelsesform av oppfinnelsen blir styrbare ribber brukt til å holde den nøyaktige avstanden. Den separate drivanordningen kan innbefatte en stabilisator. I tillegg og for ytterligere feilkorreksjon, vil veggavstanden bli overvåket ved hjelp av akustiske kalipere.
Det vises nå til fig. 4 hvor én utførelsesform av resistivitetssensoren er vist. Denne spesielle resistivitetssensoren er en galvanisk sensor som opererer ved å transportere en målestrøm inn i formasjonen. Måleelektroden er indikert ved 151, verneelektroden er betegnet med 153 og en isolerende seksjon med 155 og returveien for den elektriske strømmen fra måleelektroden er gjennom det legeme som er vist ved 157. I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen som er vist på fig. 5, er måleelektroden betegnet med 201, en første verneelektrode med 203, en isolerende seksjon med 205, en annen verneelektrode med 209, en annen isolerende seksjon med 211. For grunne undersøkelsesdybder kan 203 være verneelektroden og 209 returelektroden. For dypere undersøkelse blir 203 og 209 opprettholdt på samme potensial, og returveien for den elektriske strømmen er gjennom legemet 213. Fagkyndige på området vil innse at med den utførelses-formen som er vist på fig. 3 og 4, kan et hvilket som helst av de vanlig brukte galvaniske sensorarrangementene implementeres som diskutert nedenfor.
Et mulig arrangement er den vanlig brukte anordningen som er kjent som laterologen. Strøm blir sendt mellom forskjellige verneelektroder for å oppnå forskjellige undersøkelsesdybder inn i formasjonen. I den konfigurasjonen som er kalt mikrolaterolog, omgir verneelektroden nevnte måleelektrode og opprettholder en fokusering av målestrømmen i en utvasket sone i formasjonen. Elektrodene kan være konfigurert for å skape hovedsakelig sfæriske ekvipotensialflater. Dette blir foretrukket fremfor sfærisk fokusering. I den "korte normal-konfigurasjonen" transporterer en strøm elektrode en målestrøm inn i formasjonen, og spenning blir målt ved en måleelektrode atskilt fra strømelektroden. Fra spenningen på måleelektroden og målestrømmen blir det fremskaffet en indikasjon på resistiviteten i grunnformasjonen. I en spesiell utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan verneelektroden strekke seg fullstendig omkring verktøyet. Alt dette er kjent på området og blir ikke nærmere diskutert her.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en styring av spenningen og/eller strømmen ved verne- og måle-elektrodene. Det finnes flere fremgangsmåter for å gjøre dette. For å oppnå optimal fokusering må verneelektroden og måleelektroden holdes på nesten samme potensial. En forbedring av SNR for målingen i meget resistive formasjoner, kan tilveiebringes ved å øke spenningen på måleelektroden. På grunn av koplingen av potensialet mellom måleelektroden og verneelektroden, vil vernestrømmen øke dramatisk ved å holde en slik høy spenning i formasjoner med lav resistivitet. For å overvinne dette problemet, kan spenning og/eller strøm for verneelektroden og/eller måleelektroden reguleres, f.eks. ved å holde effekten konstant. Dette er vist på fig. 6. Kraftforsyningen 301 blir styrt av styringsenheten 303 som reaksjon på et signal AU 323. Signalet AU blir tilveiebrakt som et forhold mellom effektdifferansen ASqrtP 307 og en tilsynelatende resistans Rapp. Effektdifferansen ASqrtP blir fremskaffet som en differanse mellom kvadratrøttene til en nominell effekt Pn0m311 og en aktuell forbrukt effekt Pact321, idet differansen blir bestemt ved 309. Den tilsynelatende resistansen Rapp blir fremskaffet fra produktet 317 av elektrodepotensialet Uact315 og den resiproke verdien av målestrømmen lact. (Produktet 319 mellom Uact315 og målestrømmen lad gir den aktuelle effekten Pact321). Hvis verktøyet kommer inn i en formasjon med en annen resistivitet 313, vil strømmen gjennom formasjonen og dermed den elektriske effekten endre seg. Spenningen vil bli regulert slik at den elektriske effekten vil forbli konstant. Andre reguleringsmetoder, f.eks. regulering ved å holde strøm eller spenning konstant, er også mulig.
Et av de potensielle problemene som kan måtte tas i betraktning, er virkningen av kontaktimpedanser. Kompensering for disse virkningene blir diskutert i det følgende under henvisning til figurene 7 og 8. Vist på fig. 7 er et fokusert arrangement med strømelektroden betegnet med 405 og verneelektroden betegnet med 401. I eksempelet er to konsentriske overvåkningselektroder vist ved 403 og 407. Den høyre delen av fig. 7 viser strømflyter inn i formasjonen. Hvis 401 og 405 har det samme elektriske potensial, så er eksistensen av en spenningsdifferanse mellom overvåkningselektrodene 403 og 407 en indikasjon på betydelig kontaktimpedans. Fig. 8 illustrerer et styringsdiagram for å holde overvåkningsspenningen 501 på et minimum (null) 502 ved f.eks. å variere spenningen på måleelektroden 503. Spenningen på verneelektroden 504 kan allerede ha blitt justert ved hjelp av f.eks. en effektstyring og antas å være konstant. Styringsenheten 505 vil forsterke (dempe) og/eller fasedreie signalet til verneelektroden for å generere spenningen på måleelektroden 503, avhengig av differansen mellom spenningen 501 på overvåkningselektroden og den minste overvåkningsspenningen 502. Denne teknikken er blitt brukt i lang tid i forbindelse med kabelanvendelser (Serra, 1984).
Et enkelt elektrodesystems, som vist på fig. 4, evne til å måle asimutale variasjoner av resistivitet, blir så illustrert på fig. 9 og 10. På fig. 9 er det vist et tverr-snitt gjennom verktøyet i nærheten av en laggrense. Den ytre diameteren til bore-røret 607 er betegnet som "D". Måleelektroden er vist som 611 og verneelektroden som 609. Resistiviteten til det øvre laget 603 er 1 Q m. mens resistiviteten til det nedre laget 605 er 100 Q m. 0° asimut (eller verktøyvinkel) er definert til å være den verktøyorientering for hvilken måleelektroden vender bort fra grensen, mens 180° asimut er for måleelektroden vendt mot grensen. Fig. 10 viser variasjonen til den målte resistiviteten (ordinat) som en funksjon av asimut (abscisse). Kurven 701 svarer til det tilfelle hvor avstanden fra midten av borerøret til grensen er 2D. Kurver 703, 705, 707, 709 og 711 viser asimutale variasjoner for avstander på 1,5D, 1D, 0,75D, 0,5D og OD. Basert på fig. 10 blir det dermed mulig å få en indikasjon på tett nærhet til en laggrense fra asimutale variasjoner av tilsynelatende resistivitet som målt ved hjelp av en galvanisk resistivitetssensor.
En annen indikasjon på oppløsningen til et slikt verktøy, kan oppnås fra
fig. 11. Ordinaten er verktøyets dybde fra laggrensen. Abscissen er strømmen i strømelektroden. Kurven 751 viser variasjonen av strømmen for en asimut på 0°. Strømmen har lav verdi på omkring 0,2 mA når verktøyet er under grensen i mediet høy resistivitet (10 Qm). Denne lave strømmen vedvarer etter hvert som verktøyet blir beveget oppover, inntil verktøyet har beveget seg 50 mm over laggrensen, hvor strømmen øker til omkring 0,8 mA i mediet med lav resistivitet (1 Qm). For en sensor ved 180° asimut (gitt ved 769), begynner strømmen å endre verdi fra lav til høy når sentrum av verktøyet er 50 mm under laggrensen. De andre kurvene 753, 755, 757, 759, 761, 763, 765, 767 svarer til asimutverdier på fra 20° til 160° med inkrementer på 20°.
Den anordningen og fremgangsmåtene som er beskrevet ovenfor, er egnet for bruk med vannbasert slam (WBM) hvor fluidet i borehullet er ledende. Med for holdsvis små modifikasjoner kan anordningen og fremgangsmåtene også brukes i oljebaserte slam (OBM). Som diskutert i Evans '980-søknaden og i Evans mfl., kan galvaniske målinger av grunnformasjoner tas gjennom et OBM ved å bruke kapasitiv kopling. Som nevnt ovenfor, er en viktig forskjell mellom foreliggende oppfinnelse og Evans '980-søknad eller Evans mfl. patent, at foreliggende oppfinnelse ikke er en kontaktanordning. Prinsippene for kapasitiv kopling som beskrevet i noen av Evans-dokumentene kan brukes i foreliggende oppfinnelse. Ved å operere ved en tilstrekkelig høy frekvens, kan kildestrømmen koples kapasitivt inn i formasjonen. Dette er tilfelle for alle de utførelsesformene som er diskutert ovenfor.
Anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse kan også brukes til å operere ved et antall frekvenser, og målinger tatt ved et antall av frekvensene kan brukes til å bestemme formasjonsresistiviteter. Detter er beskrevet i US-patentsøknad nr. 10/347,019 til Tabarovsky mfl., som har samme søker som foreliggende patent-søknad og hvis innhold i sin helhet inkorporeres her ved referanse. Frekvensen blir valgt for å gjøre en impedans forårsaket av dielektrisitetskonstanten til det ikke ledende fluidet, til å bli betydelig mindre enn en resistivitet for det ikke-ledende fluidet. I en utførelsesform hav Tabarovsky, blir det brukt en fremgangsmåte med dobbelt frekvens for å bestemme formasjonsresistivitet. I en annen utførelsesform beskrevet av Tabarovsky, blir mer enn to frekvenser brukt, og en multifrekvent fokuseringsmetode blir brukt. Begge disse fremgangsmåtene kan brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse.
Anordningen og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan også brukes ved å erstatte de galvaniske sensorene med forplantningsresistivitetssenso-rer. Disse er konstruert for å operere i MHz- til GHz-frekvensområdet. To sendere er vanligvis symmetrisk anordnet omkring to mottakere, og ved å måle amplituden og/eller fasen til et mottatt signal ved de to mottakerne for et signal som forplanter seg i grunnformasjonen, kan formasjonsresistiviteten bestemmes. Et spesielt eksempel på et slik arrangement er beskrevet i en samtidig inngitt US-patentsøk-nad fra Chemali mfl., som har tittelen "Electrical Imaging in Conductive and Non-Conductive Mud", inngitt 8. juli 2003 under fullmektigens dokumentnummer 414-34690-US. Innholdet av Cfrema/Z-søknaden blir herved inkorporert ved referanse. Anordningen som beskrives der, kan drives ved fra 10 MHz til 2 GHz.
Det vises nå til fig. 12b som et eksempel på et resistivitetsbilde frembrakt ved hjelp av en galvanisk resistivitetssensor i henhold til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. For laboratoriemålinger ble et simulerende borehullsverktøy bygd opp hvor målinger kan simuleres. Tankmodellen som ble benyttet i eksperimentet, er vist på fig. 12a. Den fysiske modellen 781 består av to blokker av forskjellige materialer (kalktuff 771 og sandsten 777 med en fallende grense 775 mellom de to blokkene. Verktøyet (ikke vist) blir transportert inn i et sylindrisk hull 773. Ringrommet mellom verktøyet og blokkene 771 og 777 er fylt med salvann. Verktøyet omfatter en retur-, verne- og måle-elektrode, og isolasjonene mellom dem. Steinene er mettet med saltvann. Fra foreløpige målinger blir resistiviteter på 66 Q-m og 12Q-m estimert for henholdsvis sandsten og tuff.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir det brukt en skjermet dipolantenne. Denne er skjematisk illustrert på fig. 13. Dipolantennen som er skissert her som en punktdipol 803, er omgitt av en skjerm 801. Dipolens akse er rettet radialt bort fra verktøyaksen. En slik skjermet antenne har sterkere retnings-karakteristikker enn en uskjermet dipolantenne. Følgelig er den særlig egnet for asimutal avbildning av borehullsvegger. Valget av vinkel 9 må være et kompromiss mellom direksjonaliteten og signalstyrken; jo mindre vinkelen 9 er, jo større blir direksjonaliteten (mindre apertur), men jo mindre vil signalstyrken bli. I en MWD-anordning kan stabling over forskjellige rotasjoner av loggeverktøy brukes til å kompensere for tap av signalstyrke.
I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen blir det brukt en kvadrupolantenne. Denne er skjematisk illustrert på fig. 14. Vist med pilene 851 er den foretrukne retning av en senderutgang, mens 853 skisserer et strålingsmønster. Som man kan se, har dette høy retningsmessig følsomhet og kan brukes til asimutal avbildning. En spesiell egenskap ved kvadrupolantennen er at når den er nær en laggrense, har den retningsmessig følsomhet mellom opp og ned, mens en uskjermet dipolantenne bare kan være følsom for forekomsten av en laggrense og ikke kan skjelne forskjellen mellom opp- og ned-retningene, dvs. grensens posisjon i forhold til verktøyet.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er resistivitetssensoren en radar-sensor av den type som vanligvis kalles en jordgjennomtrengende radar (GPR). Arbeidsfrekvensen til en slik radar kan være i området fra 500 MHz til 10 GHz. Denne kan brukes til å overvåke invasjonen av borehullsslam, spesielt OBM inn i grunnformasjoner. Som beskrevet i Peters mfl., er refleksjonskoeffisienten R ved en plan grenseflate mellom to medier, gitt ved
hvor n'ene er de magnetiske permeabilitetene til de to mediene, og k'ene er bølge-tallene. Bølgetallet k er igjen relatert til frekvensen co, den relative magnetiske permeabiliteten n, konduktiviteten a og den dielektriske permitiviteten e ved hjelp av følgende ligning:
En betydelig kontrast i minst én av e eller a vil frembringe en merkbar radar-refleksjon. Kontrasten i e mellom olje og vann er 81/5 for frekvenser opp til noen få GHz. Likeledes er det en betydelig kontrast i a mellom saltvann og ferskvann.
Fig. 15 viser tidligere resultater fra sandboksmodell-undersøkelser ved bruk av GPR. Et sammensatt GPR-bilde er vist med visuelle observasjoner av en fluidgrenseflate mellom to overlagrede fluider. For det viste eksempel invaderer saltvann en sandpakning med ferskvann. De enkelte GPR-bildene er behandlede bilder av data fremskaffet ved bruk av kilder og mottakere på modellens grenser. En konvensjonell seismisk migrasjonsalgoritme ble brukt for å tilveiebringe bildene. Venstre side av GPR-bildet ble innsamlet etter 20 minutter og viser god overensstemmelse med de visuelle observasjonene 871 etter 10 minutter. Høyre side av GPR-bildet ble fremskaffet etter 45 minutter og viser god overensstemmelse med de visuelle observasjonene 875 som ble gjort etter 1 time og 10 minutter. Det øvre radarpanelt ble innsamlet i mellomtiden og resultatene faller mellom de to visuelle frontene. Denne modellundersøkelsen viser at GPR kan produsere en refleksjon fra en saltvanns/ferskvanns-grenseflate. Foreliggende oppfinnelse benytter GPR-målinger tatt ved bruk av kilder og mottakere i brønn-hullet (i motsetning til de tidligere dataene på fig. 15 som ble fremskaffet ved bruk av målinger på grensene til en sandboksmodell) til å overvåke invasjon av et OBM inn i en vannmettet bergart, eller WBM inn i en oljeførende formasjon. Likeledes, på grunn av kontrasten i a, kan GPR detektere invasjon av ferskvann i en salt-vannsholdig bergart.
En annen utførelsesform av oppfinnelsen benytter en induksjonsspole som resistivitetssensor. I en ledende formasjon og med OBM i borehullet, vil strømmer gjennom induksjonsspolen indusere virvelstrømmer i formasjonen. Ved å måle endringer i resistansen og den induktive reaktansen til spolen, kan det samles inn informasjon om grunnformasjonen. Denne informasjonen innbefatter den elektriske konduktiviteten og den magnetiske permeabiliteten til materialet, mengden med materialkaks gjennom spolenes magnetfelt og tilstanden til materialet (dvs. om det inneholder sprekker eller andre defekter). Den gjensidige induktansen blir påvirket av veggavstanden, og dermed er det viktig å opprettholde veggavstanden ved en valgt verdi. Dette er illustrert på fig. 16. Vist der er en spole 905 nær et ledende materiale, slik som en grunnformasjon. Magnetfeltlinjene fra spolen er skissert ved 903. De induserte virvelstrømmene er vist ved 901, og magnetfeltet som er et resultat av virvelstrømmene, er vist ved 907. Dette grunn-prinsippet er blitt brukt tidligere til å bestemme defekter i foringsrør.
Oppfinnelsen er blitt beskrevet ovenfor under henvisning til en anordning som er transportert på et borerør inn i brønnhullet, og målinger blir tatt under boring. Behandlingen av dataene blir fortrinnsvis utført nede i hullet ved å bruke en brønnhullsprosessor på et egnet sted. Det er også mulig å lagre i det minste en del av dataene nede i hullet i en egnet lagringsanordning, om nødvendig i komprimert form. Ved etterfølgende opphenting av lagringsanordningen under ut-og inn-kjøring av borestrengen, kan dataene så innhentes fra lagringsanordningen og behandles utenfor brønnhullet.
Selv om den foregående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne utførelses-formene av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle varianter innenfor rammen av de ved-føyde patentkrav skal omfattes av den foregående beskrivelse.
Claims (30)
1. Anordning for bruk i et borehull (26) for elektrisk avbildning under rotasjons-boring,
karakterisert ved: (a) en resistivitetssensor (109, 121, 123', 124") med en spesifisert avstand fra en vegg i borehullet (26); (b) en orienteringssensor (111, 123) som tar en måling av en verktøy-flatevinkel for anordningen under fortsatt rotasjon av denne; og (c) en innretning for å holde resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") i den spesifiserte avstand.
2. Anordning ifølge krav 1, hvor sensoren videre omfatter: i) en strømelektrode (121, 405) for å transportere en målestrøm inn i formasjonen gjennom en ledende fluid, og (ii) minst én verneelektrode (153, 203, 209, 401, 504, 609) i nærheten av strøm elektroden (121, 405) for å opprettholde fokuseringen av målestrømmen.
3. Anordning ifølge krav 2, hvor den minst ene verneelektroden (153, 203, 209, 401, 504, 609) fokuserer målestrømmen i en retning hovedsakelig normalt til borehullsveggen.
4. Anordning ifølge krav 2, hvor den minst ene verneelektroden (153, 203, 209, 401, 504, 609) omfatter et antall verneelektroder som frembringer hovedsakelig sfæriske ekvipotensialflater (sfærisk fokusering).
5. Anordning ifølge krav 1, hvor sensoren videre omfatter: (i) en strømelektrode (121, 405) for å transportere en målestrøm inn i formasjonen, og (ii) en måleelektrode (153, 203, 209, 401, 504, 609) plassert i avstand fra strømelektroden (121, 405), idet anordningen videre omfatter en prosessor for å bestemme, fra en spenning på måleelektroden og målestrømmen, en indikasjon på en resistivitet i grunnformasjonen.
6. Anordning ifølge krav 1, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et magnetometer.
7. Anordning ifølge krav 1, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et akselerometer.
8. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en stabilisator (58, 107, 125).
9. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en styrbar ribbe.
10. Anordning ifølge krav 1, hvor borehullet (26) er fylt med et hovedsakelig ikke-ledende fluid, og hvor resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") er kapasitivt koplet til grunnformasjonen.
11. Anordning ifølge krav 1, hvor resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") videre omfatter en skjermet dipol.
12. System (10) for bruk i et borehull (26) til å bestemme en resistivitets-parameter under boring av et borehull (26) i en grunnformasjon,karakterisert ved: (a) en anordning ifølge ethvert av krav 1-11, hvor anordningen (90) er en bunnhullsanordning (BHA) som innbefatter: (i) en resistivitetsunderenhet som har en resistivitetssensor (109, 121, 123', 124") med en spesifisert avstand fra en vegg i borehullet (26); (ii) en orienteringssensor (111, 123) på underenheten for å ta en måling av en verktøyflatevinkel for underenheten under fortsatt rotasjon av denne; og (iii) en innretning for å holde resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") i den spesifiserte avstand, (b) en prosessor for å bestemme resistivitetsparameteren ut fra målinger tatt av resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124"); (c) en innretning (50) for å bore borehullet (26); og (d) en transportinnretning (20) for å transportere bunnhullsanordningen (90) inn i borehullet (26).
13. System ifølge krav 12, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et magnetometer.
14. System ifølge krav 12, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et akselerometer.
15. System ifølge krav 12, hvor anordningen omfatter en stabilisator (58, 107, 125).
16. System ifølge krav 12, hvor anordningen omfatter en styrbar ribbe.
17. System ifølge krav 12, hvor resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") videre omfatter en skjermet dipol.
18. System ifølge krav 12, hvor resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") videre omfatter et retningsfølsomt induksjonsloggeverktøy.
19. System ifølge krav 18, hvor det retningsfølsomme induksjonsloggeverkøyet omfatter en kvadrupolsender.
20. System ifølge krav 12, hvor resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") videre omfatter en radiofrekvent mikrobølgesender.
21. Fremgangsmåte for å bestemme en parameter for en grunnformasjon under dannelse av et borehull (26) i formasjonen, ved hjelp av en innretning på en bunnhullsanordning (BHA),
karakterisert ved: (a) å holde en resistivitetssensor (109, 121, 123', 124") på bunnhullsanordningen (90) hovedsakelig i en spesifisert avstand fra en vegg i borehullet (26); (b) å bruke resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") til å ta målinger som indikerer parameteren under fortsatt rotasjon av bunnhullsanordningen (90); (c) å bruke en orienteringssensor (111, 123) på bunnhullsanordningen (90) til å ta en måling av en verktøyflatevinkel for bunnhullsanordningen under den fortsatte rotasjonen; og (d) å bruke en prosessor til å bestemme parameteren fra målingene.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende: (i) å bruke en strømelektrode (121, 405) i resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") til å transportere en målestrøm inn i formasjonen gjennom et ledende fluid, og (ii) å bruke minst én verneelektrode (153, 203, 209, 401, 504, 609) i nærheten av strømelektroden (121, 405) til å opprettholde fokusering av målestrømmen.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, videre omfattende: å bruke den minst ene verneelektroden (153, 203, 209, 401, 504, 609) til å fokusere målestrømmen i en retning hovedsakelig normalt til en borehullsvegg.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende: (i) å bruke en strømelektrode (121, 405) i resistivitetssensoren til å transportere en målestrøm inn i formasjonen, (ii) å måle en spenning på en måleelektrode i avstand fra strøm-elektroden (121, 405); og (iii) å bruke prosessoren til å bestemme, fra en spenning på måleelektroden og målestrømmen, resistivitetsparameteren.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 23, videre omfattende: å bruke en prosessor til å opprettholde et hovedsakelig konstant effektforbruk for elektrodene.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 21, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et magnetometer.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende: å bruke en styrbar ribbe til å opprettholde den spesifiserte avstanden.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende: (i) å bruke bunnhullsanordningen (90) i et borehull (26) fylt med hovedsakelig ikke-ledende fluid, og (ii) å kople resistivitetssensoren (109, 121, 123', 124") kapasitivt til grunnformasjonen.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende: å bruke en induksjons-spolesom resistivitetssensor (109, 121, 123', 124").
30. Fremgangsmåte ifølge krav 21, hvor orienteringssensoren (111, 123) omfatter et akselerometer.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/657,870 US7250768B2 (en) | 2001-04-18 | 2003-09-09 | Apparatus and method for resistivity measurements during rotational drilling |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20043755L NO20043755L (no) | 2005-03-10 |
NO339716B1 true NO339716B1 (no) | 2017-01-23 |
Family
ID=33300256
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20043755A NO339716B1 (no) | 2003-09-09 | 2004-09-08 | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsmålinger under rotasjonsboring |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7250768B2 (no) |
CA (1) | CA2480813C (no) |
GB (1) | GB2406650B (no) |
NO (1) | NO339716B1 (no) |
Families Citing this family (80)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7250768B2 (en) * | 2001-04-18 | 2007-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for resistivity measurements during rotational drilling |
US7046010B2 (en) * | 2003-12-22 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-mode microresistivity tool in boreholes drilled with conductive mud |
US7394257B2 (en) * | 2005-03-30 | 2008-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Modular downhole tool system |
US7913806B2 (en) * | 2005-05-10 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
US8256565B2 (en) * | 2005-05-10 | 2012-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
AU2006262325B2 (en) * | 2005-06-20 | 2009-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | High frequency or multifrequency resistivity tool |
US7183778B2 (en) * | 2005-07-19 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method to measure fluid resistivity |
US7095233B1 (en) | 2005-07-20 | 2006-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | System, apparatus, and method of conducting borehole resistivity measurements |
US7679368B2 (en) * | 2005-08-04 | 2010-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Reflection coefficient measurement for water-based mud resistivity imaging |
US7696756B2 (en) | 2005-11-04 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based mud imaging tool with common mode voltage compensation |
US7367394B2 (en) * | 2005-12-19 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation while drilling |
US20080087470A1 (en) | 2005-12-19 | 2008-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Evaluation While Drilling |
US7612567B2 (en) * | 2005-12-29 | 2009-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Two-axial pad formation resistivity imager |
US7365545B2 (en) * | 2005-12-29 | 2008-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Two-axial pad formation resistivity imager |
US7545145B2 (en) * | 2006-05-03 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for tensorial micro-resistivity imaging in oil-based muds |
US8162076B2 (en) * | 2006-06-02 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for reducing the borehole gap for downhole formation testing sensors |
CA2663662C (en) * | 2006-09-13 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Rapid inversion of electromagnetic reconnaissance survey data |
US7600420B2 (en) * | 2006-11-21 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to perform downhole measurements associated with subterranean formation evaluation |
US8102276B2 (en) * | 2007-08-31 | 2012-01-24 | Pathfinder Energy Sevices, Inc. | Non-contact capacitive datalink for a downhole assembly |
CA2703588C (en) | 2007-12-12 | 2015-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
AU2008354330B2 (en) * | 2008-04-08 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus with high resolution electrode configuration for imaging in oil-based muds |
US8326539B2 (en) * | 2008-05-08 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing at least one property of a liner that lines a well |
US8036830B2 (en) * | 2008-05-29 | 2011-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Resistivity imager in non-conductive mud for LWD and wireline applications |
US8446150B2 (en) * | 2008-06-06 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for logging in boreholes with a non-circular section |
US7928733B2 (en) * | 2008-07-23 | 2011-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Concentric buttons of different sizes for imaging and standoff correction |
US8174266B2 (en) * | 2008-07-23 | 2012-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Multi-resolution borehole resistivity imaging |
US8786288B2 (en) * | 2008-07-23 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Concentric buttons of different sizes for imaging and standoff correction |
US8390294B2 (en) * | 2008-07-23 | 2013-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Multi-resolution borehole resistivity imaging |
US8776878B2 (en) * | 2008-10-31 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sensor for determining downhole parameters and methods for using same |
EP2182391B1 (en) | 2008-10-31 | 2012-02-08 | Services Pétroliers Schlumberger | A tool for imaging a downhole environment |
US20100179762A1 (en) * | 2009-01-12 | 2010-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Method of Correcting Imaging Data For Standoff and Borehole Rugosity |
US20100271031A1 (en) * | 2009-04-27 | 2010-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Standoff-Independent Resistivity Sensor System |
US8195400B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-06-05 | Smith International, Inc. | Directional resistivity imaging using harmonic representations |
US8319498B2 (en) * | 2009-10-19 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Microresistivity imaging at multiple depths of investigation |
US8129994B2 (en) * | 2009-10-19 | 2012-03-06 | Smith International Inc | Microresistivity imaging in conductive and nonconductive drilling fluid |
US8508231B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Logging tool employing a monopole current injection electrode for microresistivity imaging |
US8305083B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-11-06 | Smith International, Inc. | Calibration method for a microresistivity logging tool |
US8581594B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | Microresistivity anisotropy logging tool employing a monopole current injection electrode |
US8271199B2 (en) * | 2009-12-31 | 2012-09-18 | Smith International, Inc. | Binning method for borehole imaging |
US8555712B2 (en) * | 2010-01-22 | 2013-10-15 | Opsens Inc. | Outside casing conveyed low flow impedance sensor gauge system and method |
US20110187374A1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-08-04 | Smith International, Inc. | Microresistivity Imaging with Differentially Raised Electrodes |
US8600115B2 (en) | 2010-06-10 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole image reconstruction using inversion and tool spatial sensitivity functions |
CA2802722C (en) | 2010-07-27 | 2023-04-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inverting geophysical data for geological parameters or lithology |
CA2806874C (en) | 2010-08-16 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
US9223046B2 (en) * | 2010-10-01 | 2015-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for capacitive measuring of sensor standoff in boreholes filled with oil based drilling fluid |
US9207355B2 (en) | 2011-05-26 | 2015-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Method for physical modeling of reservoirs |
EP2715603A4 (en) | 2011-06-02 | 2016-07-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | JOINT INVERSION WITH UNKNOWN LITHOLOGY |
EP2721478A4 (en) | 2011-06-17 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | FREEZING OF DOMAINS IN A CONNECTION VERSION |
US9494711B2 (en) | 2011-07-21 | 2016-11-15 | Garrett M Leahy | Adaptive weighting of geophysical data types in joint inversion |
US9500762B2 (en) | 2011-09-19 | 2016-11-22 | Precision Energy Services, Inc. | Borehole resistivity imager using discrete energy pulsing |
US9243488B2 (en) | 2011-10-26 | 2016-01-26 | Precision Energy Services, Inc. | Sensor mounting assembly for drill collar stabilizer |
US9483607B2 (en) * | 2011-11-10 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dynamics measurements using rotating navigation sensors |
US9926779B2 (en) | 2011-11-10 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole whirl detection while drilling |
US8971020B2 (en) * | 2012-03-16 | 2015-03-03 | Avx Corporation | Wet capacitor cathode containing a conductive copolymer |
EP2845039A4 (en) | 2012-06-29 | 2015-11-18 | Halliburton Energy Services Inc | TOTAL MICRO IMPEDANCE IMAGING OF TENSEUR |
US9897715B2 (en) | 2012-06-29 | 2018-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-axial induction borehole imager |
CA2878855A1 (en) | 2012-07-12 | 2014-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method to improve accuracy of galvanic tool measurements |
CN103912264B (zh) * | 2013-01-06 | 2017-02-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种随钻电阻率近钻头测量装置 |
US10591638B2 (en) | 2013-03-06 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors |
US9846255B2 (en) | 2013-04-22 | 2017-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting |
US9638819B2 (en) * | 2013-06-18 | 2017-05-02 | Well Resolutions Technology | Modular resistivity sensor for downhole measurement while drilling |
US11326437B2 (en) * | 2013-06-12 | 2022-05-10 | Well Resolutions Technology | Universal bottomhole assembly node (UBHAN) providing communications to and from rotary steerable systems (RSS) and real time azimuthal resistivity imaging for geosteering and pressure while drilling (FWD) for well control |
US10591635B2 (en) * | 2014-06-13 | 2020-03-17 | Well Resolutions Technology | Apparatus and methods for communicating with a downhole tool |
US9678240B2 (en) * | 2013-07-18 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting boundary locations of multiple subsurface layers |
US10317562B2 (en) | 2014-01-22 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cross-coupling compensation via complex-plane based extrapolation of frequency dependent measurements |
WO2015142352A1 (en) * | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic formation evaluation tool apparatus and method |
US9575201B2 (en) | 2014-04-11 | 2017-02-21 | Well Resolutions Technology | Apparatus and method for downhole resistivity measurements |
US10436931B2 (en) | 2014-11-05 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic sensor for a downhole dielectric tool |
US9664030B2 (en) * | 2014-11-05 | 2017-05-30 | Piezotech Llc | High frequency inspection of downhole environment |
EP3026467A1 (en) * | 2014-11-27 | 2016-06-01 | Services Pétroliers Schlumberger | Dual-guard imager probe |
US10519767B2 (en) * | 2015-07-29 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Adaptive shell module with embedded functionality |
CN106321091B (zh) * | 2016-08-29 | 2020-06-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种高温超高压微电阻率扫描成像极板及其制备方法 |
CN106884652B (zh) * | 2017-03-22 | 2020-09-29 | 中国石油天然气集团公司 | 一种用于随钻测量的视电阻率测量方法 |
CN106837323B (zh) * | 2017-03-22 | 2020-02-18 | 中国石油天然气集团公司 | 一种用于旋转导向的随钻方位电阻率井壁成像装置及方法 |
CN108756866A (zh) * | 2018-05-08 | 2018-11-06 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种井下电阻率母扣的保护装置 |
CN111364967A (zh) * | 2020-03-24 | 2020-07-03 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种电成像测量方法及电成像测井仪 |
CN111622700A (zh) * | 2020-06-19 | 2020-09-04 | 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 | 适用于不良地质结构面超前预测的信息化钻探系统及方法 |
CN112630842B (zh) * | 2020-10-14 | 2024-04-12 | 中国地质调查局南京地质调查中心(华东地质科技创新中心) | 一种应用于直流电阻率法勘探的偶极差分装置及方法 |
GB2601116B (en) * | 2020-11-13 | 2023-02-15 | Hypertunnel Ip Ltd | A device and method for imaging underground features from a borehole |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5200705A (en) * | 1991-10-31 | 1993-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers |
US5339036A (en) * | 1991-10-31 | 1994-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling apparatus with blade mounted electrode for determining resistivity of surrounding formation |
EP0723067A2 (en) * | 1994-12-20 | 1996-07-24 | Anadrill International SA | Resistivity antenna shield, wear band and stabilizer assembly for measuring-while-drilling tool |
US6173793B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors |
US6600321B2 (en) * | 2001-04-18 | 2003-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for wellbore resistivity determination and imaging using capacitive coupling |
Family Cites Families (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA685727A (en) | 1964-05-05 | Schlumberger Limited | Method of and apparatus for borehole logging | |
US2930969A (en) * | 1956-05-16 | 1960-03-29 | Dresser Ind | Electrical earth borehole logging apparatus |
US3365658A (en) * | 1966-06-01 | 1968-01-23 | Schlumberger Technology Corp | Focused electrode logging system for investigating earth formations, including means for monitoring the potential between the survey and focusing electrodes |
US4122387A (en) * | 1977-08-24 | 1978-10-24 | Halliburton Company | Apparatus and method for simultaneously logging an electrical characteristic of a well formation at more than one lateral distance from a borehole |
US4468623A (en) * | 1981-07-30 | 1984-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus using pad carrying electrodes for electrically investigating a borehole |
US5337002A (en) * | 1991-03-01 | 1994-08-09 | Mercer John E | Locator device for continuously locating a dipole magnetic field transmitter and its method of operation |
US5502686A (en) * | 1994-08-01 | 1996-03-26 | Western Atlas International | Method and apparatus for imaging a borehole sidewall |
US6191585B1 (en) * | 1996-05-03 | 2001-02-20 | Digital Control, Inc. | Tracking the positional relationship between a boring tool and one or more buried lines using a composite magnetic signal |
US6396276B1 (en) * | 1996-07-31 | 2002-05-28 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
US6035951A (en) * | 1997-04-16 | 2000-03-14 | Digital Control Incorporated | System for tracking and/or guiding an underground boring tool |
US6179066B1 (en) * | 1997-12-18 | 2001-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilization system for measurement-while-drilling sensors |
US6205851B1 (en) * | 1998-05-05 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining drill collar whirl in a bottom hole assembly and method for determining borehole size |
US6347674B1 (en) * | 1998-12-18 | 2002-02-19 | Western Well Tool, Inc. | Electrically sequenced tractor |
US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
JP2001028425A (ja) * | 1999-07-15 | 2001-01-30 | Mitsubishi Electric Corp | 半導体装置及びその製造方法 |
US6427783B2 (en) * | 2000-01-12 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Steerable modular drilling assembly |
US6359438B1 (en) * | 2000-01-28 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-depth focused resistivity imaging tool for logging while drilling applications |
US6823602B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-11-30 | University Technologies International Inc. | Continuous measurement-while-drilling surveying |
US7250768B2 (en) * | 2001-04-18 | 2007-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for resistivity measurements during rotational drilling |
US6585061B2 (en) * | 2001-10-15 | 2003-07-01 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Calculating directional drilling tool face offsets |
US6584837B2 (en) * | 2001-12-04 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections |
US7114565B2 (en) * | 2002-07-30 | 2006-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling assembly using real-time toolface oriented measurements |
US7234539B2 (en) * | 2003-07-10 | 2007-06-26 | Gyrodata, Incorporated | Method and apparatus for rescaling measurements while drilling in different environments |
US7234540B2 (en) * | 2003-08-07 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Gyroscopic steering tool using only a two-axis rate gyroscope and deriving the missing third axis |
EP1709293B1 (en) * | 2003-12-19 | 2007-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for enhancing directional accuracy and control using bottomhole assembly bending measurements |
US7117605B2 (en) * | 2004-04-13 | 2006-10-10 | Gyrodata, Incorporated | System and method for using microgyros to measure the orientation of a survey tool within a borehole |
US7237624B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-07-03 | Merlin Technology, Inc. | Electronic roll indexing compensation in a drilling system and method |
-
2003
- 2003-09-09 US US10/657,870 patent/US7250768B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-09-07 CA CA002480813A patent/CA2480813C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-09-08 NO NO20043755A patent/NO339716B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-09-09 GB GB0420030A patent/GB2406650B/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-05-15 US US11/748,846 patent/US7576543B2/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5200705A (en) * | 1991-10-31 | 1993-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers |
US5339036A (en) * | 1991-10-31 | 1994-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling apparatus with blade mounted electrode for determining resistivity of surrounding formation |
EP0723067A2 (en) * | 1994-12-20 | 1996-07-24 | Anadrill International SA | Resistivity antenna shield, wear band and stabilizer assembly for measuring-while-drilling tool |
US6173793B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors |
US6600321B2 (en) * | 2001-04-18 | 2003-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for wellbore resistivity determination and imaging using capacitive coupling |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2406650A (en) | 2005-04-06 |
CA2480813C (en) | 2009-12-22 |
CA2480813A1 (en) | 2005-03-09 |
NO20043755L (no) | 2005-03-10 |
US20050001624A1 (en) | 2005-01-06 |
US7250768B2 (en) | 2007-07-31 |
GB2406650B (en) | 2006-04-26 |
US20070216417A1 (en) | 2007-09-20 |
GB0420030D0 (en) | 2004-10-13 |
US7576543B2 (en) | 2009-08-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339716B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsmålinger under rotasjonsboring | |
US7663372B2 (en) | Resistivity tools with collocated antennas | |
US6850068B2 (en) | Formation resistivity measurement sensor contained onboard a drill bit (resistivity in bit) | |
US6600321B2 (en) | Apparatus and method for wellbore resistivity determination and imaging using capacitive coupling | |
US6957708B2 (en) | Electrical imaging in conductive and non-conductive mud | |
AU2009318042B2 (en) | A high frequency dielectric measurement tool | |
US7420367B2 (en) | High-frequency induction imager with concentric coils for MWD and wireline applications | |
US7839149B2 (en) | Multi-component resistivity logging tool with multiple antennas using common antenna grooves | |
US7150316B2 (en) | Method of eliminating conductive drill parasitic influence on the measurements of transient electromagnetic components in MWD tools | |
US7723991B2 (en) | Apparatus and method for azimuthal MWD resistivity imaging at multiple depths of investigation | |
US8330463B2 (en) | Protection of a multidirectional antenna | |
NO20130493L (no) | Retningsbestemte malinger av resistivitet for asimutal naerhetsdeteksjon av laggrenser | |
US20060214664A1 (en) | OBM sensor with a loop antenna | |
AU2014415575B2 (en) | Roller cone resistivity sensor | |
US20110315378A1 (en) | Insulating or modified conductivity casing in casing string | |
WO2002086459A1 (en) | An apparatus and method for wellbore resistivity determination and imaging using capacitive coupling |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |