NO341766B1 - Øyeblikkelig måling av borestrengorientering - Google Patents
Øyeblikkelig måling av borestrengorientering Download PDFInfo
- Publication number
- NO341766B1 NO341766B1 NO20091445A NO20091445A NO341766B1 NO 341766 B1 NO341766 B1 NO 341766B1 NO 20091445 A NO20091445 A NO 20091445A NO 20091445 A NO20091445 A NO 20091445A NO 341766 B1 NO341766 B1 NO 341766B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- orientation
- rotating member
- rotating
- relative
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- Machine Tool Sensing Apparatuses (AREA)
- Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
- Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)
Abstract
Et orienteringsmålesystem anvendes i et brønnboringsboresystem som har ett eller flere reservoaravbildnings- og karakteriseringsverktøy, retningsverktøy og/eller andre kjente BHA-verktøy i en roterende seksjon. Orienteringsmålesystemet inkluderer en prosessor som mottar signaler fra en rotasjonsposisjonssensor som måler en vinkelposisjon for den roterende seksjon i forhold til den ikke-roterende seksjon, og som mottar signaler fra en orienteringssensor som fastlegger orienteringen av den ikke-roterende seksjon i forhold til en referanseramme, så som oversiden. Prosessoren bruker de første og andre signaler til å fastlegge en toolface for det roterende organ i forhold til oversiden og periodisk og/eller kontinuerlig sender den fastlagte toolface langs BHAen med en passende kommunikasjonslink. Den fastlagte toolface brukes av BHA-verktøyene til å synkronisere målinger med oversiden og/eller til å fastlegge asimut.
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsens område
[0001] Denne oppfinnelse vedrører generelt boreanordninger som benytter et orienteringsavfølingssystem.
Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Verdifulle hydrokarbonavsetninger, så som de som inneholder olje og gass, finnes ofte i underjordiske formasjoner som er lokalisert tusener av fot under jordens overflate. For å utvinne disse hydrokarbonavsetninger, blir borehull eller brønnboringer boret ved rotering av en borkrone som er festet til en boreanordning (her også referert til som en ”bunnhullsanordning” (”bottom hole assembly”) eller ”BHA”)). En slik boreanordning er festet til den nedhulls ende av et rør eller en borestreng som utgjøres av skjøtt, stivt rør eller et fleksibelt rør som er kveilet opp på en spole (”kveilrør”). For retningsboring kan boreanordningen bruke en styreenhet for å lede borkronen langs en ønsket brønnboringstrajektorie.
[0003] US 2004016571 A1 omtaler et lukket boreomløpssystem som benytter en bunnhullssammenstilling (BHA) med en styresammenstilling som har et roterende element og en ikke-roterende hylse anbrakt derpå. Hylsen har et flertall av ekspanderbare kraftpåføringselementer som opptar en borehullsvegg. En kraftkilde og tilhørende elektronikk for å aktivere kraftpåføringselementene er lokalisert på utsiden av den ikke-roterende hylse. Et foretrukket boresystem innbefatter en overflatestyringsenhet og en BHA-prosessor som samvirker for å styre borkronen langs en valgt brønnbane i samsvar med parametere detektert av en eller flere sensorer. I en foretrukket lukket omløpsoperasjonstilstand justerer BHA-prosessoren automatisk kraftpåføringselementene i samsvar med data fremskaffet av en eller flere sensorer. I en foretrukket utførelse innbefatter den ikke-roterende hylse og det roterende element en sensor som bestemmer orienteringen av hylsen i forhold til det roterende element.
[0004] Brønnboringsboresystemer kan også bruke innretninger for målingunder-boring (measurement-while-drilling, MWD) og logging-under-boring (logging-while-drilling, LWD) for å fastlegge brønnboringsparametere og driftsbetingelser under boring av en brønn. Disse parametere og betingelser kan inkludere formasjonens tetthet, gammastråling, resistivitet, akustiske egenskaper, porøsitet, osv. Mange av disse verktøy er retningsfølsomme ved at, for å være meningsfulle, målingene som foretas av disse verktøy bør korreleres eller indekseres med en referanseramme for formasjonen. I en konvensjon blir vinkeldifferansen mellom et referansepunkt på et verktøy og en referanseramme, så som et borehulls overside eller magnetiske nord referert til som en toolface-vinkel. Som det konvensjonelt forstås, uttrykket ”borehullets overside” (”borehole highside”) er en øverste side av et ikke-vertikalt borehull. Det er i alminnelighet påkrevd å presentere utgangen av avbildningssensorer orientert med referanse til borehullets overside. Konvensjonelt involverer metodologien for fastleggelse av en toolface for en avbildningssensor anvendelsen av magnetiske avfølingsinnretninger, fordi støt, vibrasjoner og sentrifugalkrefter som er forbundet med et roterende system i en altfor høy grad kan forstyrre operasjonen av innretninger så som akselerometere som kunne tilveiebringe en direkte måling av oversiden. De problemer man støter på med slike konvensjonelle innretninger og metoder inkluderer unøyaktige eller foreldede konverteringer mellom magnetisk toolface og overside, unøyaktighet på grunn av magnetisk skrot eller heteflekker, virvelstrømmer som induseres i en roterende, ledende krage, og feil forårsaket av elektriske strømmer som strømmer i nærhet av sensoren. I tillegg, selv om det er ønskelig kontinuerlig å måle asimut for borehullet under boring, har verdien av slike målinger vært begrenset på grunn av vanskeligheten med nøyaktig måling av transversale akselerasjonskomponenter for et roterende system.
[0005] Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot å løse en eller flere av de ovenfor angitte ulemper for fastleggelse av orienteringen av loggeverktøy og andre komponenter i et boresystem.
Sammenfatning av oppfinnelsen
[0006] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en anordning for boring av en brønnboring ved anvendelse av en borestreng som har et roterende organ og et ikke-roterende organ, kjennetegnet ved at den omfatter:
et orienteringsmålesystem posisjonert på borestrengen, idet orienteringssystemet er konfigurert til å fastlegge en orientering av det roterende organ i forhold til en valgt referanseramme ved anvendelse av en fastlagt orientering av det roterende organ i forhold til det ikke-roterende organ.
[0007] Foretrukne utførelsesformer av anordningen er utdypet i kravene 2 til og med 10.
[0008] Målene med oppfinnelsen oppnås videre ved en fremgangsmåte for boring av en brønnboring i en underjordisk formasjon, kjennetegnet ved at den omfatter:
(a) dannelse av brønnboringen ved anvendelse av en borestreng som har en roterende seksjon og en ikke-roterende hylse som omgir den roterende seksjon; og
(b) fastleggelse av en orientering av den roterende seksjon i forhold til en valgt referanseramme ved anvendelse av en fastlagt orientering av det roterende organ i forhold til det ikke-roterende organ ved anvendelse av et orienteringsmålesystem.
[0009] Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er utdypet i kravene 12 til og med 18.
[0010] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved et system for boring av en brønnboring, kjennetegnet ved at det omfatter:
(a) en borestreng som har en roterende seksjon;
(b) et ikke-roterende organ som omgir et parti av den roterende seksjon; (c) en orienteringssensor posisjonert på det ikke-roterende organ, idet orienteringssensoren tilveiebringer et signal som viser en posisjon av det ikke-roterende organ i forhold til en valgt referanseramme;
(d) minst ett retningsfølsomt måleverktøy posisjonert på den roterende seksjon; og
(e) et orienteringsmålesystem posisjonert på borestrengen, idet orienteringssystemet er konfigurert til å fastlegge en orientering av det minst ene retningsfølsomme måleverktøy ved anvendelse av det signal som er tilveiebrakt av orienteringssensoren.
[0011] En foretrukket utførelsesform av systemet er utdypet i krav 20.
[0012] I ett aspekt blir et orienteringsmålesystem anvendt i et brønnboringssystem som har minst én roterende seksjon og en eller flere ikke-roterende seksjoner. Ett eller flere reservoaravbildnings- og karakteriseringsverktøy, retningsverktøy og/eller andre kjente bunnhullsanordning (bottom hole assembly, BHA)-verktøy er posisjonert i den roterende seksjon. Den ikke-roterende seksjon kan inkludere en ikke-roterende hylse som er tilknyttet en stabilisator eller en styreenhet. Orienteringsmålesystemet inkluderer en prosessor, en rotasjonsposisjonssensor og en orienteringssensor. Prosessoren mottar signaler fra rotasjonsposisjonssensoren, som måler en vinkelposisjon av den roterende seksjon i forhold til den ikke-roterende seksjon. Prosessoren mottar også signaler fra orienteringssensoren, hvilke fastlegger orienteringen av den ikke-roterende seksjon i forhold til en referanseramme, så som borehullets overside. Prosessoren bruker de første og andre signaler til å fastlegge en toolface for det roterende organ i forhold til oversiden og periodisk og/eller kontinuerlig sende den fastlagte toolface langs BHAen via en passende kommunikasjonslink. Den fastlagte toolface brukes av BHA-verktøyene til å synkronisere målinger med oversiden og/eller til å fastlegge borehullets asimut.
[0013] Det skal forstås at eksempler på de viktigere trekk ved oppfinnelsen har blitt sammenfattet nokså generelt for at den detaljerte beskrivelse av denne som følger bedre skal kunne forstås, og for at bidragene til teknikken skal kunne verdsettes. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som heretter vil bli beskrevet, og som vil danne gjenstand for de krav som er vedføyd hertil.
Kort beskrivelse av tegningene
[0014] For detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse, skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse, sett sammen med de ledsagende tegninger, hvor like elementer har blitt gitt like talltegn, og hvor:
Figur 1 viser et skjematisk diagram over et boresystem med en bunnhullsanordning i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
Figur 2 viser et skjematisk snittriss av et orienteringsmålesystem laget i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
Figur 3 illustrerer relasjonene mellom de målte vinkelforskyvninger i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelse;
Figur 4 viser et skjematisk snittriss av en rotasjonsposisjonssensor laget i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelse; og
Figur 5 viser et skjematisk snittriss av en annen rotasjonsposisjonssensor laget i samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelse
[0015] Den foreliggende oppfinnelse vedrører innretninger og fremgangsmåter som tilveiebringer orienteringsinformasjon for boresystem tilpasset til å bore en brønnboring i en underjordisk formasjon. Den foreliggende oppfinnelse kan ha utførelser av forskjellige former. Det vises på tegningene, og det vil her bli beskrevet i detalj, spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse med den forståelse at den foreliggende offentliggjøring skal anses som en eksemplifisering av prinsippene ved oppfinnelsen, og at den ikke er ment å begrense oppfinnelsen til det som her illustreres og beskrives.
[0016] Det vises initialt til figur 1, hvor det vises et skjematisk diagram over et boresystem 10 som har en bunnhullsanordning (bottom hole assembly, BHA) eller en boreanordning 100 som via en borestreng 20 transporteres inn i et borehull 12 som er dannet i en formasjon 14. BHAen 100 inkluderer en boremotor 102 for rotering av en borkrone 104, en styreanordning 106 for styring av borkronen 104 i en valgt retning, en eller flere BHA-prosessorer 108, en eller flere stabilisatorer 110 og annet utstyr som er kjent for de som har fagkunnskap innen teknikken. Borestrengen 20 kan inkludere et rør 101 dannet av et skjøtt borerør eller kveilrør. Borestrengen 20 kan inkludere en eller flere signalledere som er konfigurert til å transportere datasignaler og/eller effekt langs borestrengen 20. Borkronen 104 kan roteres i en hvilken som helst av tre modi: rotasjon kun av røret 101, rotasjon kun av boremotoren 102 og rotasjon av den kombinerte bruk av røret 101 og boremotoren 102. BHAen 100 inkluderer også et loggeverktøy 300, som kan inkludere en rekke av verktøymoduler, som fremskaffer informasjon som vedrører de geologiske, geofysiske og/eller petrofysiske karakteristika for formasjonen 14 som blir boret.
[0017] Det vises nå til figur 2, hvor det vises en seksjon av et loggeverktøy 300 og en styreenhet 200. Loggeverktøyet 300 er for illustrative formål vist idet det inkluderer tre separate verktøymoduler 302, 304, 306. Disse verktøymoduler kan måle parametere av interesse, så som gammastråler, resistivitet, tetthet, akustiske egenskaper og porøsitet. Andre eksemplifiserende verktøy inkluderer strålingsverktøy, verktøy for induksjonslogger, ultralyd-kalibermåler og verktøy for nukleær magnetisk resonans (NMR). Som det vises kan ett eller flere av disse verktøy være retningsfølsomme. Det vil si at den retning verktøyet peker når det foretar en måling må være kjent for å få full nytte av målingene. I en konvensjon er vinkelposisjonen til verktøyet i forhold til en referanseramme, så som borehullets overside, definert som ”toolface” for verktøymodulen 302. For eksempel, ved bruk av sensorenes følsomme akse som referansepunkt, kan målinger av verktøymodulen 302 korreleres med et valgt formasjonsreferansepunkt, så som borehullets ”overside” (”highside”), for eksempel kan en målings toolface rapporteres som 90º fra oversiden. I utførelser hvor verktøymodulene 302, 304, 306 er posisjonert på en roterende seksjon av borestrengen 20 (figur 1), roterer toolface for verktøymodulen 302 i forhold til borehullets overside. Det er ønskelig periodisk og/eller kontinuerlig å fastlegge toolface for verktøymodulen 302 i forhold til oversiden eller en annen valgt referanseramme mens verktøymodulen 302 foretar målinger.
[0018] Utførelser av BHAen 100 inkluderer følgelig et orienteringsmålesystem 400 som fastlegger orienteringen av et valgt referansepunkt på et roterende parti 204 av borestrengen 20 (figur 1) i forhold til en overside eller en annen valgt referanseramme. I en konfigurasjon uttrykkes orienteringen som en vinkelverdi mellom det valgte referansepunkt og oversiden. Denne vinkelverdi kan refereres til som ”toolface”. Denne fastlagte toolface kan brukes av verktøymoduler 302, 304, 306 til å korrelere deres målinger med ”borehullets overside”.
[0019] Et eksemplifiserende orienteringsmålesystem 400 brukes i forbindelse med innretningen 200 som har en ikke-roterende seksjon 202 og en roterende seksjon 204. Loggeverktøyet 300 er koplet til og roterer sammen med den roterende seksjon 204. Orienteringsmålesystemet 400 inkluderer en prosessor 402 som mottar et første signal fra en rotasjonsposisjonssensor 404 som fastlegger vinkelposisjonen til den roterende seksjon 204 i forhold til den ikke-roterende seksjon 202 og mottar et annet signal fra en orienteringssensor 406 som fastlegger orienteringen av den ikke-roterende seksjon 202 i forhold til en referanseramme, så som oversiden. Prosessoren 402 er programmert med instruksjoner om å bruke de første og andre signaler til å bestemme en toolface for det roterende organ 204 i forhold til borehullets overside. Prosessoren 402 sender periodisk og/eller kontinuerlig den fastlagte toolface langs BHAen 100 via en kommunikasjonslink 408. Den fastlagte toolface kan brukes av verktøyet 300 til umiddelbart å korrelere målinger, eller kan lagres i et minne for korrelasjon av dataene på et senere tidspunkt. De fastlagte toolface-data kan også sendes til overflaten.
[0020] I et arrangement kan innretningen 200 være en BHA-styreanordning, hvor det ikke-roterende organ 202 er en ikke-roterende hylse og det roterende organ 204 er en stamme. Styreanordningen inkluderer også en flerhet av kraftpåføringsorganer 206 som selektivt går i inngrep med borehullsveggen 106 av brønnboringen 12 for derved å låse eller forankre den ikke-roterende hylse 202 til veggen 106. Den ikke-roterende hylse 202 kan rotere litt på grunn av friksjonskreftene mellom den ikke-roterende hylse 202 og en roterende stamme 204 som den ikke-roterende hylse 202 er montert på. Det skal imidlertid forstås at den foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til bruk av en styreanordning. Andre egnede innretninger kan inkludere en borestrengstabilisator 110 (figur 1) som har en ikkeroterende hylse eller annen lignende innretning som har en roterende og en ikkeroterende komponent.
[0021] Orienteringssensoren 406 kan være posisjonert på den ikke-roterende hylse 202 for å fastlegge orienteringen av den ikke-roterende hylse 202 i forhold til en valgt referanseramme og sende et responsivt signal. Referanserammen er typisk borehullets overside, men den kan være magnetisk nord eller en annen valgt referanseramme. For eksempel kan orienteringssensoren 406 inkludere et multiakse akselerometer som sender et signal som viser orienteringen av den ikke-roterende hylse i forhold til oversiden, det vil si toolface for den ikke-roterende hylse 202. Dataene fra orienteringssensoren 406 kan sendes via en passende kopling 410 (eksempelvis elektriske sleperinger, RF-signaler eller induktiv kopling) fra den ikke-roterende hylse 202 til den roterende stamme 204. Prosessoren 402 er driftsmessig koplet til og mottar data fra orienteringssensoren 406 via koplingen 410.
[0022] En eksemplifiserende rotasjonsposisjonssensor 404 sender et signal som viser orienteringen av det roterende organ 204, så som en stamme, i forhold til den ikke-roterende seksjon 202, så som den ikke-roterende hylse. I en utførelse er rotasjonsposisjonssensoren 404 konfigurert til å sende et signal når det finnes en spesifisert orienteringsakse mellom det ikke-roterende organ 202 og det roterende organ 204. For eksempel kan rotasjonsposisjonssensoren 404 sende et signal når det ikke-roterende organ 202 og det roterende organ 204 er innrettet, hvilket da betyr at toolface-vinklene for begge innretninger er de samme. Denne type av arrangement kan være nyttig for retningsmålinger hvor borebevegelser begrenser nøyaktigheten til toolface-sensorene i retningsmodulen. I en annen utførelse sender rotasjonsposisjonssensoren 404 kontinuerlig et signal som viser orienteringen av det roterende organ 204 i forhold til den ikke-roterende hylse 202. Under dette scenario med kontinuerlig eller øyeblikkelig signaloverføring, blir toolfacevinkelen kontinuerlig bestemt og sendt over BHAen 100, inkludert loggeverktøyet 300. Loggeverktøyet 300, med sine integrerte moduler, kan derfor kontinuerlig synkronisere sine målinger med den fastlagte toolface-vinkel.
[0023] Det vises nå til figurene 2 og 3, idet, i en operasjonsmodus, orienteringssensoren 406 fastlegger orienteringen av et referansepunkt 410 på den ikkeroterende hylse 202 i forhold til oversiden H av brønnboringen, og sender et signal som viser denne orientering til prosessoren 402. Samtidig fastlegger rotasjonsposisjonssensoren 404 toolface for et referansepunkt 412 på den roterende stamme 204 i forhold til et referansepunkt 410 på den ikke-roterende hylse 202 og sender et indikativt signal til prosessoren 402. Prosessoren 402 summerer de to signaler for å bestemme en toolface-vinkel for den roterende stamme i forhold til oversiden H. For illustrative formål er et referansepunkt 410 på den ikke-roterende hylse 202 vist idet det har en toolface på α grader fra oversiden H av brønnboringen, og referansepunktet 412 på stammen er vist idet det har en toolface på β grader fra referansepunktet 410. Toolface-vinkelen for den roterende stamme i forhold til oversiden H er således α β.
[0024] Prosessoren 402 sender den fastlagte toolface (α β) langs BHAen 100 via kommunikasjonslinken 408. Kommunikasjonslinken kan benytte ledninger, så som elektriske ledere eller fiberoptikk, rør med ledninger, magnetiske signaler, akustiske signaler, trykkpulser, RF-overføring eller et hvilket som helst annet egnet signaloverføringsmedia. Når verktøymodulene 302, 304, 306 mottar toolfacevinkelen, kan en ytterligere beregning måtte utføres for å bestemme toolfacevinkelen for hver av disse verktøymoduler 302, 304 og 306 i forhold til oversiden H. Som det er vist kan hver verktøymodul 302, 304 og 306 ha et separat referansepunkt, henholdsvis 416, 418, 420, som er rotasjonsmessig forskjøvet i forhold til referansepunktet 412 for stammen, henholdsvis med vinklene θ’, θ’’ og θ’’’. Disse forskyvninger 416, 418, 420 fastlegges på det tidspunkt BHAen 100 settes sammen, eller kan fastlegges nede i hullet når verktøymodulene 302, 304, 306 ikke roterer. Fastleggelse av toolface-vinklene for referansepunktene 416, 418, 420 i forhold til oversiden H, vil derfor kreve addering av vinklene henholdsvis θ’, θ’’ og θ’’’, til summasjonen (α β). Denne korreksjon kan gjennomføres ved bruk av prosessoren 402, en egnet prosessor i verktøyet 300 eller ved overflaten. Deretter kan de data som er samlet inn av modulene 302, 304 og 306 med letthet orienteres med oversiden H av brønnboringen.
[0025] I tillegg, ved en av modulene 302, 304 eller 306, kan toolface-vinkeldataene brukes til å beregne asimut under rotering. Asimut er vinkelen mellom den horisontale komponent av en borehullsretning ved det bestemte punkt og retningen mot nord. Vinkelen kan uttrykkes i 0-360º systemet. Vinkelen kan referere til enten magnetisk, sann (geografisk) eller rutenett-nord. En kjent metode for bestemmelse av magnetisk asimut A i det statiske tilfelle bruker den følgende ligning:
(1)… A = atan[{G.(By.Gx-Bx.Gy)}/{Bz.(Gx<2>+Gy<2>) – Gz.(Bx.Gx By.Gy)}]
Hvor G (akselerasjon på grunn av gravitasjon) = √ (Gx<2>+ Gy<2>+ Gz<2>). I samsvar med en utførelse av den foreliggende oppfinnelse beregnes asimut ved bruk av den følgende ligning:
(2)… A = atan[{Bxy.sin(M- T) }Bz.sin/+Bxy.cos/.cos(M- T) }]
hvor Bxy √(Bx<2>+By<2>), M (magnetisk toolface) = tan<-1>(Bx/By), og T (overside toolface) = tan<-1>[(-Gx)/(-Gy)].
Den ovenstående ligning, som skal forstås som illustrativ, bestemmer toolfaceforskyvningen (M-T) ved bruk av: (i) de toolface-data som viser gravitasjonstoolface ved ikke-roterende hylse, (ii) magnetisk toolface ved modulen som fastlagt av en egnet sensor, og (iii) en hylse-til-stamme relativ rotasjonsposisjon målt direkte med en av flere metoder som generelt er kjent. En eller flere prosessorer ved modulene 302, 304, 306 kan programmeres til å beregne asimut. Prosessorene kan inkludere passende instruksjoner for å synkronisere magnetiske data ved modulene 302, 304, 306 med toolface-dataene. Selv om Gz kan fremskaffes fra begge noder, er det foretrukket fra retnings-noden, siden denne sensor er bedre innrettet med Bz sensoren.
[0026] Prosessoren ved verktøyet 300 kan også kompensere for virvelstrømeffekter som er tilbøyelige til å påvirke målte magnetiske målinger under rotering. Eksemplifiserende kompensasjonsteknikker er beskrevet i US-patent nr.
5.012.412, som herved innlemmes som referanse for alle formål. I utførelsene, der hvor vinkelen hylse-til-stamme måles magnetisk, kan behovet for kompensasjon være redusert, fordi M og vinkelen hylse-til-stamme kan påvirkes på lignende måte. Ved beregning av øyeblikkelig asimut, vil det være særlig viktig å ta hånd om forsinkelser i overføring til toolface mellom noder, og også kompensere for virvelstrømmer som påvirker de transversale magnetometermålinger.
[0027] Det antas at torsjonsakselerasjon kan påvirke de ovenstående beregninger under ekstreme driftsbetingelser, så som under bakoverrettet rotasjon av borkronen. Sensorer som er egnet til nøyaktig å måle toolface under slike betingelser bør måle vinkelen mellom den ikke-roterende hylse og det roterende organ direkte, ikke bare ved hjelp av metoder som er avhengige av en slutning, eksempelvis telling av hendelser fra et referansemerke.
[0028] Ethvert antall av arrangementer kan benyttes for rotasjonsposisjonssensoren 400. Arrangementene kan være konfigurert til å oppfylle en spesifisert applikasjon. Noen få illustrative utførelser er omtalt nedenfor.
[0029] Det vises nå til figur 4, hvor en rotasjonsposisjonssensor 404 i en utførelse inkluderer et første organ eller element 412 posisjonert på den ikke-roterende hylse 202, og et annet organ eller element 414 posisjonert på det roterende organ 204. Det første organ 412 er posisjonert ved en fast relasjon med hensyn på et valgt referansepunkt på det ikke-roterende organ 202. Det annet organ 414 detekterer det første organ 412, enten aktivt eller passivt. Disse posisjonssignaler kan for eksempel genereres når det første organ 412 er nær det annet organ 414 eller i en spesifisert relasjon med hverandre. I et annet arrangement kan et posisjonssignal sendes ut når det første organ 412 ikke er nær det annet organ 414. For eksempel kan det første organ 412 aktivt sende ut et signal, så som et elektrisk signal, et magnetisk signal eller et akustisk signal. I et passivt arrangement kan det første organ 412 være en diskontinuitet som aktivt detekteres av det annet organ 412. I andre arrangementer kan det første organ 412 være posisjonert på det roterende organ 204, og det annet organ kan være posisjonert på det ikkeroterende organ 202. Det vil for en med ordinær fagkunnskap innen teknikken være åpenbart at andre arrangementer kan brukes istedenfor magnetiske signaler. Slike andre arrangementer for detektering inkluderer induktive transdusere (lineært variable differensialtransformatorer), spole eller hall-sensorer og kapasitetssensorer. Enda andre arrangementer kan bruke radiobølger, elektriske signaler, akustiske signaler, optiske signaler og inngripende fysisk kontakt mellom de første og andre organer.
[0030] Med henvisning til figur 5, i en annen utførelse kan den ikke-roterende hylse 202 inkludere ett eller flere posisjonsmerker, så som en diskontinuitet, eksempelvis et fremspring eller en fordypning 460. En eller flere sensorer 462 av halleffekttypen eller andre egnede sensorer på den roterende stamme 204 detekterer posisjonsmerket/merkene og sender et responsivt signal til prosessoren. I et arrangement kan diskontinuiteten være en manglende tann eller en ekstra tann i en forhåndsbestemt posisjon. Sensoren 462 kan være konfigurert til å detektere gapet eller det ekstra fremspring. I et annet arrangement er sensoren 462 konfigurert til nøyaktig å bestemme vinkelrelasjonen mellom den ikke-roterende hylse 202 og den roterende stamme 204 på ethvert tidspunkt. I utførelser som benytter en flerhet av sensorer, kan sensorene 464a-c være gruppert langs omkretsen rundt stammen 204 for å bestemme vinkelrelasjon på ethvert tidspunkt, og for sikkert å identifisere rotasjonsretningen. Med flere sensorer kan forløpet av deteksjonen av sensorene overvåkes. Enhver ikke-sekvensiell deteksjon av sensorene kan vise en bakoverrettet rotasjon av borestrengen. Selv om sensorene er vist på den roterende stamme, kan sensorene i visse arrangementer være posisjonert på den ikke-roterende hylse, og diskontinuiteten eller posisjonsmerket dannet på den roterende stamme.
[0031] Det vises nå til figur 1, hvor utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan benyttes med boresystemet 10, tilpasset enten til boring på land eller offshore. For landbasert boring inkluderer boresystemet 10 et konvensjonelt boretårn 11. Borestrengen 20, som inkluderer et rør (borerør eller kveilrør) 101, strekker seg nedover fra overflaten inn i borehullet 12. En rørinjektor 14a brukes til å injisere BHAen 100 inn i brønnboringen 12 når det benyttes et kveilrør. Borkronen 14 som er festet til borestrengen 20 knuser de geologiske formasjoner når den roteres for å bore borehullet 12. Under boring blir et passende borefluid 31 fra en slamgrop (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet 31 avgis ved borehullets bunn 51 gjennom åpninger i borkronen 104 og returnerer til slamgropen 32 via en returledning 35.
[0032] Boresystemet inkluderer også en toveis kommunikasjonslink 39 og overflatesensorer, i felleskap referert til med S2. Kommunikasjonslinken 39 muliggjør toveis kommunikasjon mellom overflaten og boreanordningen 100. Kommunikasjonslinken 39 kan være slampulstelemetri, akustisk telemetri, elektromagnetisk telemetri eller et annet egnet kommunikasjonssystem. Overflatesensorene S2 inkluderer sensorer som tilveiebringer informasjon relatert til overflatesystemparameterne, så som fluidstrømningsmengde, dreiemoment og rotasjonshastighet av borestrengen 20, rørinjeksjonshastighet og kroklast for borestrengen 20. Overflatesensorene S2 er passende posisjonert på overflateutstyr for å detektere slik informasjon. Disse sensorer genererer signaler som er representative for dets korresponderende parameter, hvilke signaler sendes til en prosessor ved hjelp av fast kabling, magnetisk eller akustisk kopling. Sensorene som generelt er beskrevet ovenfor er kjent innen teknikken, og blir derfor ikke beskrevet i nærmere detalj.
[0033] Boresystemet 10 inkluderer overflate og/eller nedihulls prosessorer for å styre BHAens 100 operasjon. I en utførelse inkluderer boresystemet 10 en styringsenhet 40 og en eller flere BHA-prosessorer 44 som samvirker for å analysere sensordata og utføre programmerte instruksjoner for å oppnå mer effektiv boring av brønnboringen. Styringsenheten 40 og BHA-prosessoren 44 mottar signaler fra en eller flere sensorer og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner som er tilveiebrakt til hver av de respektive prosessorer. Overflatestyringsenheten 40 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på et display/monitor 41 som benyttes av en operatør til å styre boreoperasjonene. Hver prosessor 40, 44 inneholder en datamaskin, minne for lagring av data, registrator for registrering av data og andre kjente periferienheter.
[0034] Under operasjon danner borkronen brønnboringen ved knusing av formasjonen og dermed føring av borestrengen fremover derigjennom. Samtidig måler loggeverktøyet 300 forskjellige parametere av interesse som vedrører formasjonen som blir gjennomskåret av brønnboringen. Når det er ønskelig fastlegger orienteringsmålesystemet 400 (figur 2) toolface for den roterende stamme i forhold til borehullets overside og sender eller kringkaster den fastlagt toolface til de flere komponenter som utgjør BHAen 100. Loggeverktøyet 300 mottar toolface og bruker denne informasjon til å korrelere målinger til oversiden. En toolface-vinkel som er fastlagt ved en kontinuerlig kringkasting brukes av verktøy, så som reservoaravbildnings- og karakteriseringsverktøy. En toolface-vinkel som er fastlagt ved kontinuerlig eller periodisk kringkasting kan brukes av retningsverktøy til å beregne asimut etter behov. Andre komponenter i BHAen 100, eksempelvis styreenheten, kan selvsagt også benytte slike orienteringsdata.
[0035] I enkelte utførelser blir utgangen for orienteringsmålesystemet 400 (figur 2) korrelert med målingene fra loggeverktøyet 300 nede i hullet. Det vil si at for eksempel asimutal informasjon kan korreleres med loggeverktøymålingene nede i hullet mens boring pågår. I et slikt arrangement blir loggeverktøymålingene umiddelbart tilknyttet en orienteringsmåling. I andre utførelser kan utgangen for orienteringsmålesystemet 400 (figur 1) tilknyttes en separat frekvens, så som tid. Likeledes kan loggeverktøymålingene lagres og tilknyttes den samme referanse. Således, på et senere punkt, nede i hullet eller ved overflaten, kan loggeverktøymålingene og orienteringsmålingene korreleres ved bruk av den felles referanse.
[0036] Den foregående beskrivelse er rettet mot bestemte utførelser av den foreliggende oppfinnelse med henblikk på illustrasjon og forklaring. Det vil imidlertid være åpenbart for en med fagkunnskap innen teknikken at mange modifikasjoner og forandringer ved den utførelse som er fremsatt ovenfor er mulige uten å avvike fra oppfinnelsens omfang. Det er meningen at de følgende krav skal tolkes til å omfatte alle slike modifikasjoner og forandringer.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US84418506P | 2006-09-13 | 2006-09-13 | |
| PCT/US2007/078336 WO2008033967A1 (en) | 2006-09-13 | 2007-09-13 | Instantaneous measurement of drillstring orientation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20091445L NO20091445L (no) | 2009-06-12 |
| NO341766B1 true NO341766B1 (no) | 2018-01-15 |
Family
ID=38983947
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20091445A NO341766B1 (no) | 2006-09-13 | 2009-04-14 | Øyeblikkelig måling av borestrengorientering |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8528636B2 (no) |
| CA (1) | CA2664522C (no) |
| GB (1) | GB2457387B (no) |
| NO (1) | NO341766B1 (no) |
| WO (1) | WO2008033967A1 (no) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7848887B2 (en) | 2004-04-21 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Making directional measurements using a rotating and non-rotating drilling apparatus |
| US7814988B2 (en) * | 2007-01-10 | 2010-10-19 | Baker Hughes Incorporated | System and method for determining the rotational alignment of drillstring elements |
| GB0710281D0 (en) * | 2007-05-30 | 2007-07-11 | Geolink Uk Ltd | Orientation sensor for downhole tool |
| JP5379805B2 (ja) | 2007-10-19 | 2013-12-25 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 地表下地層の加熱用共通上層土区画付き三相ヒーター |
| WO2009146158A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-12-03 | Shell Oil Company | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| JP2012509417A (ja) | 2008-10-13 | 2012-04-19 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 地表下地層の処理における自己調節型原子炉の使用 |
| US9062497B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Phase estimation from rotating sensors to get a toolface |
| US20100101860A1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Phase Estimation From Rotating Sensors To Get a Toolface |
| US9702241B2 (en) | 2009-08-05 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Azimuthal orientation determination |
| US10323504B2 (en) | 2016-05-26 | 2019-06-18 | Accu-Scribe LLC | Techniques for determining an angular offset between two objects |
| US10502561B2 (en) | 2010-04-08 | 2019-12-10 | Accu-Scribe LLC | Techniques for determining an angular offset between two objects |
| CA2890614C (en) * | 2012-12-27 | 2018-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining gravity toolface and inclination in a rotating downhole tool |
| US10066476B2 (en) | 2013-06-18 | 2018-09-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Phase estimation from rotating sensors to get a toolface |
| US9404358B2 (en) | 2013-09-26 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wiper plug for determining the orientation of a casing string in a wellbore |
| SG11201601457QA (en) * | 2013-09-26 | 2016-04-28 | Halliburton Energy Services Inc | Wiper plug for determining the orientation of a casing string in a wellbore |
| WO2015065410A1 (en) * | 2013-10-31 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Unbalance force identifiers and balancing methods for drilling equipment assemblies |
| WO2015088527A1 (en) * | 2013-12-12 | 2015-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundant, adaptable slip ring |
| US9988894B1 (en) * | 2014-02-24 | 2018-06-05 | Accessesp Uk Limited | System and method for installing a power line in a well |
| RU2017117255A (ru) * | 2014-11-19 | 2018-12-19 | Сайентифик Дриллинг Интернэшнл, Инк. | Способ инерциального карусельного позиционирования |
| US10113415B2 (en) | 2014-12-15 | 2018-10-30 | Arthur H. Kozak | Methods and apparatuses for determining true vertical depth (TVD) within a well |
| US10393767B2 (en) | 2015-03-18 | 2019-08-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Single sensor systems and methods for detection of reverse rotation |
| US20180120474A1 (en) * | 2017-12-18 | 2018-05-03 | Philip Teague | Methods and means for azimuthal neutron porosity imaging of formation and cement volumes surrounding a borehole |
| US9971054B2 (en) | 2016-05-31 | 2018-05-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method to determine communication line propagation delay |
| US10415363B2 (en) | 2016-09-30 | 2019-09-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Control for rotary steerable system |
| US10364608B2 (en) | 2016-09-30 | 2019-07-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotary steerable system having multiple independent actuators |
| US10287821B2 (en) | 2017-03-07 | 2019-05-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Roll-stabilized rotary steerable system |
| US11913335B2 (en) * | 2020-06-04 | 2024-02-27 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Apparatus and method for drilling a wellbore with a rotary steerable system |
| US11460600B2 (en) * | 2020-09-09 | 2022-10-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Through-bit reconfigurable NMR logging tool |
| EP4407141A1 (de) * | 2023-01-25 | 2024-07-31 | TRACTO-TECHNIK GmbH & Co. KG | Gestängeschusssystem |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040016571A1 (en) * | 2002-05-15 | 2004-01-29 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling assembly with electronics outside a non-rotating sleeve |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1385189A (en) * | 1971-11-05 | 1975-02-26 | Russell M K | Remote angle measurement |
| US4813274A (en) * | 1987-05-27 | 1989-03-21 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method for measurement of azimuth of a borehole while drilling |
| US5012412A (en) * | 1988-11-22 | 1991-04-30 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for measurement of azimuth of a borehole while drilling |
| US6173773B1 (en) * | 1999-04-15 | 2001-01-16 | Schlumberger Technology Corporation | Orienting downhole tools |
| US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
| US7000700B2 (en) * | 2002-07-30 | 2006-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling assembly using real-time toolface oriented measurements |
| 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 |
| US7588082B2 (en) * | 2005-07-22 | 2009-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool position sensing system |
| US8220540B2 (en) * | 2006-08-11 | 2012-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for estimating loads and movements of members downhole |
-
2007
- 2007-09-12 US US11/854,409 patent/US8528636B2/en active Active
- 2007-09-13 CA CA2664522A patent/CA2664522C/en active Active
- 2007-09-13 WO PCT/US2007/078336 patent/WO2008033967A1/en active Search and Examination
- 2007-09-13 GB GB0905385A patent/GB2457387B/en active Active
-
2009
- 2009-04-14 NO NO20091445A patent/NO341766B1/no unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040016571A1 (en) * | 2002-05-15 | 2004-01-29 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling assembly with electronics outside a non-rotating sleeve |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8528636B2 (en) | 2013-09-10 |
| CA2664522A1 (en) | 2008-03-20 |
| WO2008033967A8 (en) | 2008-10-09 |
| GB2457387B (en) | 2011-10-19 |
| US20080230273A1 (en) | 2008-09-25 |
| GB0905385D0 (en) | 2009-05-13 |
| GB2457387A (en) | 2009-08-19 |
| WO2008033967A1 (en) | 2008-03-20 |
| CA2664522C (en) | 2011-11-15 |
| NO20091445L (no) | 2009-06-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO341766B1 (no) | Øyeblikkelig måling av borestrengorientering | |
| US10767467B2 (en) | Well ranging apparatus, systems, and methods | |
| CA2510146C (en) | Estimation of borehole geometry parameters and lateral tool displacements | |
| US8749243B2 (en) | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement | |
| CA2554254C (en) | System and method for measurements of depth and velocity of instrumentation within a wellbore | |
| US9115569B2 (en) | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement | |
| US10533412B2 (en) | Phase estimation from rotating sensors to get a toolface | |
| US7168507B2 (en) | Recalibration of downhole sensors | |
| NO344686B1 (no) | System og fremgangsmåte for å bestemme rotasjonsinnretningen for borestrengelementer | |
| EP3263832A1 (en) | Method and device for depth positioning downhole tool and associated measurement log of a hydrocarbon well | |
| NO342148B1 (no) | Fremgangsmåte for signalforbedring av asimutal utbredelsesresistivitet under boring | |
| NO339159B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for utvikling av et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon | |
| NO338415B1 (no) | Måling-under-boringsenhet og fremgangsmåte som anvender sanntids verktøyflateorienterte målinger | |
| NO343404B1 (no) | Fremgangsmåter for nedihulls dybdeberegning og relatert system | |
| US20140216734A1 (en) | Casing collar location using elecromagnetic wave phase shift measurement | |
| US10030505B1 (en) | Method for movement measurement of an instrument in a wellbore | |
| WO2015050954A1 (en) | Downhole tool with radial array of conformable sensors for downhole detection and imaging | |
| US10310094B2 (en) | Rig heave, tidal compensation and depth measurement using GPS | |
| NO324741B1 (no) | Fremgangsmate for kalibermaling av en bronnboring ved bruk av et gamma/gamma-tetthetsmaleinstrument | |
| GB2603081A (en) | Azimuth determination while rotating | |
| NO339844B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for å bestemme fallkarakteristikk i en grunnformasjon |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |