NO341979B1

NO341979B1 - Telemetrisystem for å sende et elektromagnetisk signal inne i et borehull, og et MWD-system som omfatter telemetrisystemet

Info

Publication number: NO341979B1
Application number: NO20161969A
Authority: NO
Inventors: Jr Hugh E Hall; Denis Weisbeck; Macmillan M Wisler
Original assignee: Weatherford Canada Partnership
Priority date: 2003-08-27
Filing date: 2016-12-13
Publication date: 2018-03-05
Also published as: US7126492B2; NO340469B1; CA2476515C; CA2740063C; GB2405422B; CA2476515A1; GB0604528D0; US7145473B2; GB2421752B; NO20161969A1; GB2421753B; GB0604530D0; CA2740063A1; NO20043510L; US20050046589A1; US20050046587A1; GB2405422A; GB2421752A; GB2421753A; GB0417541D0

Abstract

Telemetrisystem for å sende et elektromagnetisk signal inne i et borehull, hvilket system et omfatter (a) en borehull-EM-transiver, (b) en overflate-EM-transiver, og (c) en aktiv feltmåleanordning anordnet i et ringrom definert av en ytre overflate av et rørlegeme inne i borehullet og en vegg av borehullet, hvori (i=) den aktive feltmåleanordningen måler et elektrisk felt indusert av borehull-EM-transiveren derved formende et signal, (ii) signalet blir overført til overflate-EM-transiveren av minst en signalledning anordnet inne i ringrommet, og (iii) den aktive feltmåleanordningen omfatteren prosessorener en kraftforsyning eller en differensialforsterker eller en telemetrianordning.

Description

TELEMETRISYSTEM FOR A SENDE ET ELEKTROMAGNETISK SIGNAL INNE I ET BOREHULL OG ET MWD-SYSTEM SOM OMFATTER TELEMETRISYSTEMET

Denne oppfinnelsen er rettet mot et elektromagnetisk borehulltelemetrisystem for å sende informasjon mellom en borehulltransceiver og en transceiver ved eller nær jordoverflaten. Mer spesielt er oppfinnelsen rettet mot et elektromagnetisk telemetrisystem som benytter en signalledning som samvirker med ledende rør inne i borehullet for å redusere signaldempning og forhøye signal til støyforholdet og derved øke dybden inne i borehullet hvorved telemetrisystemet kan arbeide effektivt. Borehulltransceiveren samvirker med en eller flere sensorer og er vanligvis anordnet i en nedihullsenhet eller sammenstilling som benyttes til å bore et borehull for å måle bore- og formasjonsparametere, teste potensial til et brønnborehull som trenger gjennom en hydrokarbonførende formasjon, eller til å overvåke produksjon av en brønn som produserer hydrokarboner eller et annet fluid.

Tilveiebringelsen av en hydrokarbonproduserende brønn kan grovt klassifiseres i tre trinn.

Det første trinnet innbefatter boringen av brønnborehullet, hvor det er ønskelig å måle egenskaper til jordformasjoner som gjennomtrenges av borehullet og styrer retningen til borehullet under boring. Det andre trinnet innbefatter testing av formasjoner som er gjennomtrengt av borehullet for å bestemme hydrokarboninnhold og produserbarhet. Det tredje trinnet innbefatter å overvåke og kontrollere/styre produksjon, vanligvis gjennom levetiden til brønnen. Operasjoner i alle trinn anvender typisk en nedihullsenhet som inneholder en eller flere sensorer som reagerer på trinn relatert til borings-, formasjons- eller produksjonsparametere av interesse. Responsdata fra en eller flere sensorer blir telemetrert til overflaten av jorden og mottatt av en andre transceiver for behandling og tolkning. Motsatt er det ønskelig å sende data via overflatetransceiveren til borehulltransceiveren for å kontrollere/styre trinnrelaterte borings-, festings- eller produksjonsoperasjoner.

I mange av trinnoperasjonene angitt ovenfor er det ikke operativt passende å benytte en "hard ledning” kommunikasjonslink, slik som en eller flere elektriske eller fiberoptiske ledere, mellom borehulltransceiveren og overflatetransceiveren. Når hardledningskommunikasjonslinker ikke er passende eller egnet, gir elektromagnetiske (EM) telemetrisystemer en innretning for å kommunisere mellom borehull og overflatetransceivere. Datatransmisjonshastigheter ved bruk av EM-kommunikasjonslinker er vanligvis mye lavere enn hastighetene ved hardledningskommunikasjonslinker. Signaldempning i EM-kommunikasjonslinker er vanligvis mye høyere enn i hardledningskommunikasjonslinker, for en gitt operasjonsdybde inne i et borehull.

Som nevnt ovenfor, er direkte eller hardledningskommunikasjonslinker for datatelemetri ofte operasjonsmessig upraktisk i mange brønntrinnoperasjoner. Dette gjelder spesielt i borehullboringstrinnet, hvor mål på parametere av formasjoner gjennomtrengt av borehullet er av interesse. Systemer for å måle slike geofysiske og andre parametere i området nær ved et brønnborehull faller vanligvis innenfor to kategorier. Den første kategorien inkluderer systemer som måler parametere etter at borehullet har blitt boret. Disse systemer inkluderer vaierlinelogging, rø rf ørt logging, glattlinelogging, produksjonslogging, permanente nedihullsavfølingsanordninger og andre teknikker kjent på området. Lagertype- eller hardledningskommunikasjonslinker blir vanligvis brukt i disse systemer. Den andre kategorien inkluderer systemer som måler formasjon, og borehullsparametere mens borehullet blir boret. Disse systemer målinger av borings- og borehullsspesifikke parametere, vanlig kjent som "måling under boring" (MWD), målinger av parametere av jordformasjonen gjennomtrengt av borehullet, vanligvis kjent som "logging under boring” (LWD), og målinger av seismiske relaterte egenskaper kjent som "seismikk under boring" eller (SWD). For korthetens skyld vil systemer som måler parametere av interesse mens borehullet blir boret blir referert til eller i denne fremstillingen som "MWD” systemer. Innen rammen for denne fremstillingen må det forstås at MWD systemer også innbefatter logging under boring og seismikk under boring systemer.

Et MWD system omfatter typisk en nedihullsenhet som er operativt forbundet med en nedihullsende av en borestreng. Nedihullsenheten innbefatter typisk minst en sensor for å måle minst en parameter av interesse, kontrollere og drive elementer for å operere sensoren, og en borehullstransceiver for å sende sensorrespons til overflaten til jorden for behandling og analyse. Nedihullsenheten er terminert i den nedre enden med en borkrone. En roterende borerigg er operativt festet til en øvre ende av borestrengen. Virkningen av at boreriggen roterer borestrengen og nedihullsenheten fremfører derved borehullet ved virkningen av den roterende borkronen. En overflatetransceiver er anordnet fjernt fra nedihullsenheten og vanligvis i den umiddelbare nærhet av boreriggen. Overflatetransceiveren mottar telemetrerte data fra nedihullstransceiveren. Mottatte data blir vanligvis behandlet ved bruk av overflateutstyr, og en eller flere parametere av interesse blir registrert som en funksjon av dybde inne i brønnborehullet og tilveiebringer derved en "logg" av en eller flere parametere. Hardledningskommunikasjonslinker mellom borehulls og overflatetransceiverne er operativt vanskelige siden nedihullsenheten som inneholder borehulltransceiveren vanligvis blir rotert av borestrengen.

I fraværet av en hardledningslink, kan flere teknikker bli brukt som kommunikasjonslink for telemetrisystemer. Disse systemer inkluderer borefiuidtrykkmodulasjon eller "slampuls” systemer, akustiske systemer og elektromagnetiske systemer.

Ved bruk av et slampulssystem induserer en nedihullssender trykkpulser eller andre trykkmodulasjoner inne i borefluidet som benyttes ved boring av borehullet. Modulasjonene er indikerende for data av interesse, slik som respons til en sensor inne i nedihullsenheten. Disse modulasjonene blir derpå vanligvis målt ved jordoverflaten ved bruk av en mottagerinnretning, og data av interesse blir trukket ut fra de modulerte målingene. Datatransmisjonshastigheter er lave ved bruk av slampulssystemer. Videre er vanligvis signal til støyforholdet lite og signaldempning er stor, spesielt for relativt dype borehull.

En nedihullssender til en akustisk telemetri, induserer amplitude og frekvensmodulerte akustiske signaler inne i borestrengen. Signalene er indikerende på data av interesse. Disse modulerte signaler blir målt vanligvis ved jordoverflaten av en akustisk mottagerinnretning, og data av interesse blir trukket ut fra målingene. Igjen er datatransmisjonshastigheten, signal til støyforholdet til telemetrisystemet lite, og signaldempning som er funksjon av dybde inne i borehullet er stor.

Elektromagnetiske telemetrisystemer kan anvende en rekke teknikker. Ved bruk av en teknikk blir elektromagnetiske signaler modulert til å reflektere data av interesse. Disse signalene blir sendt fra en nedihulls EM-transceiver, gjennom mellomliggende jordformasjon, og detektert ved bruk av en overflatetransceiver som vanligvis befinner seg ved eller nær overflaten til jorden. Data av interesse blir trukket ut fra det detekterte signalet. Ved bruk av annen elektromagnetisk teknikk skaper en nedihullstransceiver en strøm inne i borestrengen og strømmen forplanter langs borestrengen. Denne strøm blir vanligvis skapt ved å påtrykke spenning over en ikke-ledende seksjon av nedihullsenheten. Strømmen blir modulert for å reflektere data av interesse. En spenning mellom boreriggen og en fjerntliggende jording blir generert av strømmen og blir målt av en transceiver, som er ved jordoverflaten. Spenningen er vanligvis mellom en ledning festet til boreriggen eller foringsrør ved overflaten og en ledning som fører til en jordet forbindelse fjernt fra riggen. Igjen blir data av interesse trukket ut fra den målte spenningen. Når data blir sendt fra overflatetransceiveren til nedihullstransceiveren, blir spenning påtrykt mellom et punkt på riggen og en fjemjord. Dette skaper i sin tur en strøm som forplanter seg langs borestrengen og foringsrør, og blir detektert av nedihullstransceiveren i formen av en spenning over den ikke-ledende seksjonen til nedihullsenheten.

Fra publikasjonen US 4,770,034 A er det kjent en fremgangsmåte og et arrangement for gjenvinning av datasignaler som representerer en parameter fra et nedihullssted til toppen av en brønnboring. Brønnboringen har ledende fluid, og datasignalene representerer nedihullsparameter i brønnboringen. En eksponert elektrode-mottaker senkes i brønnboringen fra en fleksibel ledning som strekker seg til toppen av brønnboringen. Elektriske potensialer som representerer parametrene, mottas av mottakeren fra det ledende fluidet. Datasignaler som representerer parameteren representert ved de mottatte potensialene, føres gjennom den fleksible ledningen til toppen av brønnboringen.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et telemetrisystem for å sende et elektromagnetisk signal inne i et borehull, kjennetegnet ved trekkene som er angitt i patentkrav 1.

Trekk ved utførelser av foreliggende oppfinnelses telemetrisystem ifølge krav 1 er angitt i patentkravene 2 - 3.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et male-under-boring-system, MWD-system, for måling av en parameter av interesse innen et borehull, inkorporerende telemetrisystemet ifølge krav 1, hvilket MWD-system er kjennetegnet ved trekkene som er angitt i patentkrav 4.

Rørlegemer, slik som stålforingsrør og foringer, blir vanligvis innstilt inne i brønnen for å stabilisere veggen til borehullet og til å hjelpe til med hydraulisk å isolere gjennomtrengte formasjoner, hvilket er kjent på området.

EM-transceiverjordingsterminal er forbundet til en fjemjord av en jordingsledning. I den kjente teknikken blir EM-signalet dempet av mellomliggende formasjon og borehullmateriale mellom overflaten og borehull-EM-transceivere. Ved å bruke signalledningen blir det sendte EM-signalet betydelig dempet bare av mellomliggende formasjon og borehullmaterialet mellom borehull-EM-transceiveren og foringsrørforbindelsestenminalen som befinner seg nedihulls. Siden det nå fortrinnsvis utføres en høyimpedansspenningsmåling i et punkt nedihulls på eller ved siden av foringsrøret ved elektrodeinnretningen blir signaldemping mellom foringsrørforbindelsesterminalen og overflate-EM-transceiveren vesentlig eliminert. Høyimpedansspenningsmålingen som fortrinnsvis blir utført forårsaker svært liten eller neglisjerbar strøm til å flyte i signalledningen og derfor er det neglisjerbar demping i signalledningen. Sagt på en annen måte, blir den effektive avstanden mellom overflaten og borehulltransceiveme EM redusert. Ved å anvende signalledningen blir den totale signaldempingen redusert betydelig sammenlignet med demping av et EM-signal sendt direkte mellom borehull-EM-transceiveren og overflate-EM-transceiveren. Elektromagnetisk støy indusert ved eller nær overflaten blir også minimalisert siden signalledningen ikke er festet ved overflaten, men er elektrisk forbundet med foringsrør nedihulls. Oppsummert er EM-telemetrisystemet konfigurert til å minimalisere signaldemping og forhøye signal til støyforholdet. Disse trekkene øker dybden i borehullet hvorved telemetrisystemet kan arbeide effektivt.

Grunnleggende konsepter ved feltmålingsutførelsen skal nå omtales. Når borehull-EM-transceiveren og overflate-EM-transceiveren er adskilt med avstander som vanligvis benyttes i borehullsoperasjoner, lekker strøm inn i formasjonen i en nærmest radial retning i forhold til aksen til borehullet. Den elektriske feltvektoren er sammenfallende med denne strømvektor. Et mål på spenning mellom to punkter nedihulls som er sammenfallende med strømvektoren gir derfor et mål på det elektriske feltet nedihulls. Det er vel kjent at det elektriske feltet på grunn av et signal sendt fra borehull-EM-transceiveren avtar eller dempes som en funksjon av avstand fra denne borehulltransceiveren. Ved å bruke den radiale elektrodekonfigurasjonen for å måle nedihullsfelt, blir det sendte EM-signalet betydelig dempet bare av materialet mellom borehull-EM-transceiveren og de elektriske feltmåleelektrodene, og ikke av formasjonen og borehullmaterialet mellom nedihullselektrodene og overflaten.

Utførelser av telemetrisystemet kan varieres hvilket skal beskrives detaljert i påfølgende avsnitt av denne fremstillingen. Detaljer vedrørende driftsprinsippet til overflate og borehulltransceiverne er beskrevet i US-patent nr. 4,684,946 (sender) og US-patent nr. 5,394,141 (lang dipol antenne), og er herved innført i denne fremstillingen som referanse.

Borehull-EM-transceiveren samvirker med en eller flere sensorer som typisk er anordnet i en nedihullsenhet. Nedihullsenheten kan omfatte et MWD element som benyttes i det første operasjonstrinnet med boring av brønnborehull. I en alternativ utførelse kan nedihullsenheten omfatte et testelement som benyttes i et andre operasjonstrinn for å teste potensial til en hydrokarbonførende formasjon som er gjennomtrengt av borehullet. I nok en annen alternativ utførelse kan nedihullsenheten omfatte et overvåkningselement som benyttes i det tredje operasjonstrinnet for å overvåke produksjon av en hydrokarbon- eller annet fluidproduserende brønn. For beskrivelsesformål skal EM-telemetrisystemet som benyttes som et MWD telemetrisystem bli beskrevet detaljert. Det bør imidlertid forstås at systemet kan virkeliggjøres med lik effektivitet i et andre trinns formasjonstestingssystem eller et tredje trinns brønnovervåknings- og produksjonssystem.

Utført i et MWD system er borehull-EM-transceiveren typisk anordnet inne i en nedihullsenhet som er operativt festet til en nedihullsende av en borestreng. I tillegg innbefatter nedihullsenheten typisk minst en sensor for å måle minst en borehulls- eller formasjonsparameter av interesse, kontrollere/styre og drive elementer for å operere sensoren og borehull-EM-transceiveren. Nedihullsenheten er terminert i den nedre enden med en borkrone. En roterende borerigg er typisk festet til en øvre ende av borestrengen. Virkningen av at boreriggen roterer borestrengen og nedihullsenheten fremfører derved borehullet av virkningen fra den festede borkronen. En eller flere mellomliggende strenger av foringsrør blir typisk eller vanligvis "anordnet” inne i borehullet ettersom dette blir fremført av borkronen. En eller flere signalledninger er forbundet nedihulls i samsvar med tidligere beskrevne spennings- og feltmåleutførelser. Overflate-EM-transceiveren mottar data telemetrert fra borehull-EM-transceiveren som er resultat av målt spenning, eller spenninger indusert av nedihullsfeltet mellom to elektroder, eller ved en direkte måling av nedihullsfeltet. De telemetrerte dataene er indikerende for sensormålinger som er utført nedihulls. Mottatte data blir typisk behandlet ved bruk av en overflateprosessor og omformet til brønnborehull eller formasjonsparametere av interesse. Data kan også bli sendt fra overflaten til nedihullsenheten via overflate-EM-transceiveren. Parametere av interesse blir registrert på overflaten som en funksjon av dybde inne i brønnborehullet og tilveiebringer derved en "logg” av parameterne av interesse. Som beskrevet tidligere er en hardledningskommunikasjonslink som direkte forbinder borehull- og overflate-EM-transceiveme operativt vanskelig siden nedihullsenheten som inneholder borehulltransceiveren typisk blir rotert av borestrengen.

For at måten hvorved trekkene ovenfor, fordeler og formål ved oppfinnelsen blir oppnådd og kan forstås detaljert, kan det gis en mer bestemt beskrivelse av oppfinnelsen, som kort er oppsummert ovenfor, med henvisning til utførelsene av denne som er illustrert i de medfølgende tegningene der: Fig. 1 er en konseptuell illustrasjon av de grunnleggende elementene til oppfinnelsen;

Fig. 2 viser EM-telemetrisystemet som er virkeliggjort i et MWD system;

Fig. 3 viser EM-telemetrisystemet igjen virkeliggjort i et MWD system, men med den nedre enden av signalledningen forbundet til en elektrode som er elektrisk isolert fra foringsrøret;

Fig. 4 viser EM-telemetrisystemet nok igjen virkeliggjort i et MWD system som anvender to signalledninger;

Fig. 5 viser EM-telemetrisystemet som anvender to signalledninger hvor overflate-EM-transceiveren er anordnet innenfor ringrommet definert av den ytre overflaten til foringsrøret og veggen til borehullet;

Fig. 6 viser en offshoreutførelse av EM-telemetrisystemet hvor overflate-EM-transceiveren befinner seg under et vannlegeme;

Fig. 7 viser en annen offshoreutførelse av EM-telemetrisystemet som igjen er tilsvarende landutførelsen av systemet vist på fig. 2, hvor overflate-EM-transceiveren befinner seg over overflaten til vannlegemet;

Fig. 8 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort med elektroder for å måle en radiell komponent av et felt generert mellom foringsrør og veggen til borehullet;

Fig. 9 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort for å måle en radiell komponent til et felt generert mellom foringsrør og veggen til borehullet ved bruk av en aktiv feltmåleanordning anordnet i foringsrørborehullringrommet;

Fig. 10 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort med elektroder for å måle radial- og longitudinale komponenter til et felt generert mellom foringsrør og veggen til borehullet;

Fig. 11 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort med elektroder for å måle en radial komponent av et felt generert mellom et punkt i foringsrørborehullringrommet og veggen til borehullet;

Fig. 12 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort med elektroder for å måle en radial- og longitudinal komponent ved et felt generert mellom foringsrør på et punkt inne i formasjonen som er gjennomtrengt av borehullet; og

Fig. 13 viser EM-telemetrisystemet virkeliggjort med elektroder for å måle en radial komponent av et felt generert mellom foringsrør og veggen til borehullet hvor overflate-EMtransceiveren er anordnet inne i ringrommet definert av den ytre overflaten til foringsrøret og veggen til borehullet.

Den foreliggende oppfinnelsen angår et elektromagnetisk (EM) borehulltelemetrisystem for å sende informasjon mellom en "borehuir-EM-transceiver, anordnet fortrinnsvis innenfor en nedihullsenhet eller sammenstilling i borehullet, og en "overflate" EM-transceiver ved eller nær overflaten til jorden. Det er å merke seg at "overflate” EM-transceiveren ikke behøver å befinne seg på overflaten til jorden, men den er alltid anordnet over eller "opphulls” i forhold til borehull-EM-transceiveren. Telemetrisystemet konfigurert for å måle nedihullsspenning og nedihullsfelt skal beskrives separat i de følgende avsnittene.

Nedihullsspenningsmåling

Fig. 1 er en konseptuell illustrasjon av de grunnleggende elementene til oppfinnelsen, som er identifisert som helhet med henvisningstallet 10. Systemet 10 arbeider ved en lav frekvens, vanligvis i frekvensområdet mindre enn 100 Hertz (Hz). En streng av ledende rør, slik som stålforingsrør, er vist anordnet inne i et borehull 19 som trenger gjennom jordformasjonen 13. Selv om bare en enkelt streng av rør 18 er vist, må det forstås at fremgangsmåtene og anordningen til oppfinnelsen er like anvendbar på borehull som inneholder to eller flere konsentriske strenger av rør slik som foringsrør, foringer, skjermer og lignende. En nedihullsenhet eller sammenstilling 20 er vist anordnet inne i borehullet 19 under den rørformede strengen 18. Nedihullsenheten omfatter en borehull-EM-transceiver 22, som vanligvis eller typisk er forbundet operasjonelt med minst en sensor 24.

Nedihullsenheten 28 kan omfatte et MWD element, hvor den ene eller flere sensorer 24 responderer på formasjons- og borehullsparametere. I en alternativ utførelse kan nedihullsenheten 20 omfatte et testelement, hvor den ene eller flere sensorer 24 responderer på potensialet til en hydrokarbonførende formasjon som er gjennomtrengt av borehullet 19. 1 nok en annen alternativ utførelse kan nedihullsenheten 20 omfatte en eller flere sensorer 24 som benyttes til å overvåke produksjon av hydrokarbon eller annet fluid produsert fra formasjonen 13. Det må forstås at nedihullsenheten 20 kan virkeliggjøres for å måle eller overvåke ytterligere parametere tilordnet med boringen, komplettering og produksjon av brønnborehullet 19.

Det refereres fremdeles til fig. 1 hvor det er vist en signalledning 28 anordnet inne i et ringrom definert av den ytre overflaten til et rør 18 og veggen 16 til borehullet 19. Signalledningen er elektrisk forbundet ved en ende til en foringsrørforbindelsesterminal 15 anordnet fortrinnsvis nær bunnen av den rørformede strengen 18. Den motstående enden til signalledningen 28 er elektrisk forbundet med en terminal 27 til en overflate-EM-transceiver 26 anordnet ved eller nær overflaten 14. Dersom to eller flere strenger av rør blir brukt, kan signalledningen 28 være anordnet innenfor et ringrom definert av to rørstrenger. Alternativt kan signalledningen være anordnet inne i den innerste strengen av rør.

Det er å merke seg at forbindelsen av signalledningen 28 ved foringsrørforbindelsesterminalen 15 kan være en fysisk, elektrisk eller mekanisk forbindelse. Eksempler på fysiske forbindelser innbefatter, men er ikke begrenset til, en bolt som forbinder signalledningen 28 direkte med foringsrøret, en flens sveist til foringsrøret og til hvilken signalledningen er boltet, en flens som er sveist til foringsrøret og til hvilket signalledningen er sveist, en sveis som forbinder signalledningen direkte med foringsrøret. Alternativt kan forbindelsen være en elektrodeinnretning i kontakt med materialet mellom foringsrøret og borehullveggen, som ikke er forbundet med foringsrøret.

Det refereres igjen til fig. 1 hvor elektromagnetiske signaler, som typisk er indikerende for responsen til den ene eller flere sensorer 24 blir sendt fra borehull-EM-transceiveren 22 til overflate-EM-transceiveren 26. Motsatt blir kontroll/styre eller andre signaler sendt fra overflate-EM-transceiveren 26 til borehull-EM-transceiveren 22. Foringen 18 endrer banen til et EM-signal sendt mellom overflate-EM-transceiveren 26 og borehull-EM-transceiveren 22. Ved å bruke signalledningen 28 blir det sendte EM-signalet betydelig dempet bare av mellomliggende formasjons- og borehullmateriale mellom borehull-EM-transceiveren 22 og foringsforbindelsesterminalen 15. Signaldemping mellom foringsforbindelsesterminalen 15 og overflate-EM-transceiveren 26 blir vesentlig eliminert siden signaldemping inne i signalledningen er neglisjerbar siden strøm i ledningen er minimal. Den "effektive" avstanden mellom overflate-EM-transceiveren 26 og borehull-EM-transceiveren 22 er redusert med en avstand indikert med henvisningstallet 131.

Nok igjen refereres det til fig. 1 hvor overflate-EM-transceiveren 26 er jordet av jordingsledning 30 i et jordingspunkt 32 som er så fjernt som dette er praktisk, fra brønnborehullet 19. Overflate-EM-transceiveren 26 reagerer på spenning mellom foringsforbindelsesterminalen 15 og jordingspunktet 32. Signaler fra den ene eller flere sensorer 24 blir mottatt av overflate-EM-transceiveren 26 og blir sendt av en link 44 til en prosessor 34. Prosessoren omformer disse signaler til parametere av interesse. Prosessoren 34 tilveiebringer også effekt til overflate-EM-transceiveren 26 og innretning for å innmate kontroll/styresignaler som skal telemetreres via overflate-EM-transceiveren til borehull-EM-transceiveren 22. Kontroll/styresignaler blir avfølt som spenninger målt ved bruk av borehull-EM-transceiveren 22.

Ved å anvende signalledningen 28 som illustrert på fig. 1, blir den totale signaldempingen redusert betydelig sammenlignet med demping av et EM-signal sendt direkte mellom borehull-EM-transceiveren 22 og overflate-EM-transceiveren 26. Oppsummert er EM-telemetrisystemet konfigurert for å minimalisere signaldemping og forhøye signal til støyforholdet for derved å øke dybden innenfor borehullet 19 hvorved telemetrisystemet 10 kan virke effektivt.

Fig. 2 illustrerer EM-telemetrisystemet 10 virkeliggjort i et MWD system. Borehull- EM-transceiveren 22 er anordnet inne i en nedihullsenhet 20 som er operativt festet til en nedihullsende av en borestreng 40. 1 tillegg innbefatter nedihullsenheten 20 typisk minst en sensor 24 for å måle minst en parameter til formasjonen 13 eller en boreparameter, kontroll/styre- og effektelementer (ikke vist) for å drive sensoren 24 og borehull-EM-transceiveren 22. Nedihullsenheten 20 er term i nert i den nedre enden med en borkrone 31. En roterende borerigg 38 som er vel kjent på området, er vanligvis festet til en øvre ende av borestrengen. Virkningen til boreriggen 38 roterer vanligvis borestrengen 40 og nedihullsenheten 20 med festet borkrone 31 fremfører derved borehullet 19. Mellomliggende strenger av foringsrør eller foringer blir vanligvis "anordnet” inne i borehullet 19 ettersom dette blir fremført av borkronen 31. En slik streng med foring eller foringsrør 18 er illustrert, med borestrengen 40 traverserende på innsiden av foringen. En signalledning 28 er festet ved en ende til en foring eller foringsrørforbindelsesterminal 15, fortrinnsvis nær bunnen av foringen 18, og en andre ende til en terminal 27 av overflate-EM-transceiveren 26 som er posisjonert ved eller relativt nær overflaten 14 til jorden. Overflate-EM-transceiveren 26 mottar telemetrerte data som er indikerende for respons til den ene eller flere sensorer 24, fra borehull-EM-transceiveren 22. Overflate-EM-transceiveren 26 er igjen jordet i et fjernt punkt 32 av en jordingsledning 30. Mottatte data blir overført av link 44 til en overflateprosessor 34, hvor disse dataene blir konvertert eller omformet til brønnborehulls- eller formasjonsparametere av interesse. Data kan også sendes fra overflaten til nedihullsenheten 20 via overflate-EM-transceiveren 26. Parametere av interesse blir registrert på overflaten som en funksjon av dybde inne i brønnborehullet og tilveiebringer derved en "logg" av den ene eller flere parametere av interesse.

Fig. 3 viser EM-telemetrisystemet 10 igjen virkeliggjort i et MWD system. Utførelsen er tilsvarende utførelsen vist på fig. 2, unntatt for at den nedre enden av signalledningen 28 er festet ved foring eller foringsrørterminal 15 til en elektrodestruktur 18b som er isolert fra foringen 18 av en seksjon eller "skjøt” av ikke-ledende foring 18a. Ved bruk av denne utførelsen er elektrodestrukturen 18b nærmere potensialet til foringen eller borestrengen 40 umiddelbart innenfor foringen og reduserer derved ytterligere dempingen av EM-signaler mellom borehull-EM-transceiveren 22 og overflate-EM-transceiveren 26. Detaljer ved bruken av en ikke-ledende skjøt av foring i et EM-telemetrisystem er beskrevet i US-patent nr. 5,163,714, som herved er innlemmet i denne fremstillingen som referanse. Andre elementer vist på fig. 3 er funksjonelt de samme som korresponderende elementer vist og beskrevet med henvisning til fig. 2.

Fig. 4 viser EM-telemetrisystemet 10 nok igjen virkeliggjort i et MWD system. Utførelsen er tilsvarende de som er vist og beskrevet med hensyn på fig. 2 og 3, unntatt for at to signalledninger blir brukt. En første signalledning 28a er festet ved en ende til et foringsrør eller foringsforbindelsesterminal 15, igjen fortrinnsvis nær bunnen av foringen 18, og ved en andre ende til en terminal 27a av overflate-EM-transceiveren 26 ved overflaten 14 til jorden. En andre signalledning 28b er festet ved en ende til en foringsrør- eller foringsforbindelsesterminal 15b, som er aksialt adskilt over foringsforbindelsesterminalen 15a på foringen 18, og ved den andre ende til terminal 27b til overflate-EM-transceiveren 26. Ved bruk av dette arrangementet er signaler innmatet i overflate-EM-transceiveren 26 avhengig bare av EM-signaler generert i foringen av borehull-EM-transceiveren 22. Jordingsledningen 30 vist i utførelsene på fig. 2 og 3 er ikke påkrevd. Enhver overflatestøy mellom en fjernjording (se 32 på fig. 2 og 3) og overflate-EM-transceiveren 27 blir derfor eliminert. Den ikke-ledende skjøten 18a, illustrert med brutte linjer, er valgfri i denne utførelsen av systemet.

Andre elementer vist på fig. 4 er funksjonelt de samme som korresponderende elementer vist og beskrevet på fig. 2 og 3. De to signalledningene som går fra forbindelsen 28b og terminalen 27 til overflate-EM-transcelveren 26 er fortrinnsvis et tvunnet par eller en koaksial kabel.

Alle signalledninger 28, 28a, 28b er fortrinnsvis robuste for å motstå tøffe driftsforhold og uvennlige borehulltilstander. Armert trådlinekabel tilfredsstiller slike krav.

Fig. 5 viser nok en annen utførelse av EM-telemetrisystemet 10. Denne utførelsen kan benyttes i tilknytning til et MWD system, men elementer til boreriggen har blitt utelatt for klarhetens skyld. Denne utførelsen, så vel som de tidligere beskrevne utførelser, kan også benyttes i forbindelse med formasjonstestingssystemer og produksjonsovervåkningssystemer. To-signalledningsutførelsen er tilsvarende den som er vist på fig. 4, unntatt for at overflate-EM-transceiveren 26 også har blitt anordnet inne i ringrommet definert av den ytre overflaten til foringen 18 og veggen 16 til borehullet 19. I denne utførelse blir effekt og kontroll/styresignaler matet fra prosessoren 34 til overflate-EM-transceiveren 26 via linken 44. Signaler mottatt av overflate-EM-transceiveren 26 blir sendt til prosessoren 34 via linken 44. Data sendt til borehull-EM-transceiveren 22 blir først sendt fra prosessoren 34 til overflate-EM-transceiveren 26 via linken 44. Denne utførelse reduserer ytterligere overflatestøy ved å behandle telemetrisignalene i et elektrisk "stille" miljø av borehullet 19 snarere enn ved overflaten 14.

Fig. 6 viser en offshore utførelse av EM-telemetrisystemet 10 som er tilsvarende landutførelsen av systemet vist på fig. 2. Igjen kan denne utførelsen bli brukt i forbindelse med et MWD system, men elementer til boreriggen har blitt utelatt for klarhetens skyld. Denne utførelsen kan også benyttes i forbindelse med formasjonstestingssystemer og produksjonsovervåkningssystemer beskrevet tidligere. Overflate-EM-transceivere 26 befinner seg på eller nær en overflate 14a, som ligger under et vannlegeme 42. En rørformet streng slik som foringsrør eller foring 18, strekker seg fra overflaten 14b til vannlegemet 42 inn i et borehull 19 som trenger gjennom jordformasjonen 13 under vannet. En signalledning 28 er anordnet i ringrommet definert av overflaten til foringen 18 og borehullveggen 16. En ende av signalledningen 28 er igjen festet til en foringsforbindelsesterminal 15, fortrinnsvis nær bunnen til foringen 18, og ved en andre ende til en terminal 27 av overflate-EM-transceiveren 26. Overflate-EM-transceiveren 26 er anordnet ved eller relativt nær jordoverflaten 14a under vannlegemet 42. Igjen mottar overflate-EM-transceiveren 26 telemetrerte data som er indikerende for respons til den ene eller flere sensorer (ikke vist), fra borehull-EM-transceiveren 22. Overflate-EM-transceiveren 26 er jordet i et fjernt, undervannspunkt 32 av en jordingsledning 30. Data mottatt av overflate-EM-transceiveren 26 blir overført av link 44 til en overflateprosessor 34 anordnet over vannoverflaten 14b, hvor disse data blir omformet til brønnborehulls- eller formasjonsparametere av interesse. Nok igjen kan data bli sendt fra prosessoren 34 til overflate-EM-transceiveren 26 via linken 44, og derpå til borehull-EM-transceiveren 22 via tidligere beskrevne EM-signaltransmisjon. Linken 44 tjener også som en innretning for å drive og kontrollere/styre overflate-EM-transceiveren 26.

Fig. 7 viser en annen offshorestørrelse av EM-telemetrisystemet 10 som igjen er tilsvarende landutførelsen av systemet vist på fig. 2. Som nevnt tidligere, kan denne utførelsen bli brukt i forbindelse med et MWD system eller alternativt i forbindelse med formasjonstestingssystemer og produksjonsovervåkningssystemer beskrevet tidligere. Overflate-EM-transceiveren 26 befinner seg over overflaten 14b til vannlegemet 42. Foringen eller foringsrøret 18 strekker seg igjen fra overflaten 14b til vannlegemet 42 inn i borehullet 19 og trenger gjennom jordformasjonen 13 under vannet. En signalledning 28 traverserer vannet 42 mellom overflatene 14b og 14a, og blir så anordnet i ringrommet definert av overflaten til foringen 18 og borehullveggen 16. Signalledningen 28 er igjen festet ved en ende til en foringsforbindelsesterminal 15, fortrinnsvis nær bunnen av foringen 18, og ved en andre ende til en terminal 27 av overflate-EM-transceiveren 26. Som i tidligere utførelser, mottar overflate-EM-transceiveren 26 telemetrerte data, som er indikerende for respons til den ene eller flere sensorer (ikke vist), fra borehull-EM-transceiveren 22. Overflate-EM-transceiveren 26 er jordet i et fjernt, undervannspunkt 32 av en jordingsledning 30 som traverserer vannlegemet 42. Dataoverføring mellom overflate-EM-transceiveren 26 og borehull-EM-transceiveren 22 er beskrevet tidligere.

Sammenlignet med offshoreutførelsene til EM-telemetrisystemet 10 vist på fig. 6 og 7, reduserer posisjoneringen av EM-transceiveren 26 under overflaten 14b til vannet støy, men innfører noen driftsvanskeligheter ved å drive og opprettholde overflate-EM-transceiveren under vann. I motsetning til dette er anordning av overflate-EM-transceiveren 26 over vannoverflaten 14b driftsmessig fordelaktig, men den er mer utsatt for støy enn utførelsen vist på fig. 6.

Det må forstås at utførelsene av EM-telemetrisystemet 10 vist på fig.4 og 5, også kan tilpasses til offshoreoperasjoner ved å kombinere disse utførelsene med trekk vist i utførelsene på fig. 6 og 7.

Det vises nå til fig. 8 som viser EM-telemetrisystemet 10 utført i et MWD system og konfigurert til å måle nedihulls elektrisk felt. En signalledning 28b er elektrisk forbundet ved en elektrode 15b som befinner seg nær, men ikke elektrisk forbundet med foringen 18. En andre signalledning 28a er elektrisk forbundet med en elektrode 15a som befinner seg på eller nær formasjonen 13. Denne geometrien forskyver de to elektrodene 15a og 15b radielt. Motstående ender av signalledningene 28a og 28b er forbundet med respektive korresponderende signalterminaler 27a og 27b på overflate-EM-transceiveren 26 og gir et mål på den radiale komponenten til feltet. Ved bruk av dette arrangementet er signaler innmatet i overflate-EM-transceiveren 26 avhengige av det elektromagnetiske feltet generert mellom elektrodene 15a og 15b av borehull-EM-transceiveren 22. De to signalledningene 28a og 28b er et tvunnet par eller en koaksialkabel og er igjen robuste for å motstå røffe driftsforhold og ugjestmilde borehulltilstander. Armert trådlinjekabel tilfredsstiller slike krav. Signalledningene 28a og 28b bringer det telemetrerte signalet til overflaten 14 med minimal demping hvor overflate-EM-transceiveren 26 avføler signalet ved å måle et spenningspotensial mellom de to ledningene 28a og 28b. Det blir foretrukket at elektroden 15b er elektrisk forbundet direkte til foringsterminalen for å inkludere spenningsfallet som skyldes strømflyt gjennom den elektrokjemiske overflateimpedansen som opptrer mellom en metalloverflate og et ionisk fluid. I noen tilfeller kan det også være ikke-ledende korrosjon på den ytre overflaten til foringen 18. 1 denne situasjonen vil det bli funnet en større potensialdifferanse dersom elektroden ved 15b er festet direkte til foringsterminalen. Andre utførelser beskrevet nedenfor kan benyttes for å omgå dette potensialproblemet.

Fig. 9 viser en annen utførelse av EM-telemetrisystemet 10. En aktiv feltmåleanordning 50 er anordnet i ringrommet 19 definert av den ytre overflaten til foringen 18 og veggen 16 til borehullet som trenger gjennom formasjonen 13. Den aktive feltmåleanordningen 50 kan måle vektorfeltkomponentene eller det totale feltet. Feltet er fortrinnsvis det elektriske feltet, men kan inkludere strømfeltet eller til og med et magnetisk felt forårsaket av strømfeltet. Den aktive feltmåleanordningen 50 måler det elektromagnetiske feltet generert i foringsborehullsringrommet av borehull-EM-transceiveren 22. 1 en enkelt form kan den aktive feltmåleanordningen være, men er ikke begrenset til, en differensialforsterker med innganger koblet til elektroder i ringrommet eller forbundet med foringen og formasjonen som på fig. 8,10,11 og 12. Denne aktive feltmåleanordningen kan bli drevet av batterier eller ved hjelp av ledningene mellom den aktive feltmåleanordningen og overflatetransceiveren. Utgangssignalet fra anordningen er en feltmåling, som er indikerende på signalet telemetrert av borehull- EM-transceiveren 22, blir bragt til overflaten 14 via signalledningen 28 med minimal demping og innmatet i overflate-EM-transceiveren 26 via en signalterminal 27. Den aktive feltmåleanordningen 50 kan etter valg omfatte en nedihullsprosessor, og feltmålingen blir behandlet i nedihullsprosessoren før den blir telemetrert til overflate-EM-transceiveren 26.

Fig. 10 viser nok en annen utførelse av EM-telemetrisystemet 10 hvori en signalledning 28a er elektrisk forbundet med en elektrode 15a ved borehullveggen slik at den er forskjøvet både radielt og longitudinalt fra elektroden 15b som terminerer signalledningen 28b og festet til en terminal på foringen 18. Nedihullsfeltet generert av borehull-EM-transceiveren 22 har både en radial og en typisk mindre longitudinal komponent. Med denne geometrien responderer telemetrisystemet 10 både på radiale og longitudinale komponenter til feltet. Igjen blir signalet målt mellom de to elektrodene 15a og 15b sendt til overflate-EM-transceiveren 26 på overflaten 14, med minimal demping, via signalledninger 28a og 28b konfigurert som et tvunnet par eller som en koaksialkabel. På fig. 10 kan, dersom elektroden 15b er elektrisk forbundet med foringen 18, spenningsdifferansen, potensialet, mellom elektroder 15a og 15b inkludere en spenning som er resultat av strømflyt gjennom den elektrokjemiske overflateimpedansen eller korrosjon på overflateforingen.

Fig. 11 viser en annen utførelse av EM-telemetrisystemet 10 hvori termineringselektroden 15b ikke er elektrisk forbundet med foringen 18, men anordnet i foring borehullsringrommet fortrinnsvis ved hjelp av en vekt festet på signalledningen 28b nær elektroden 15b. Elektroden 15a som terminerer signalledningen 28a elektroden er igjen elektrisk forbundet med formasjonen 13 ved borehullveggen. Anordningen av elektroden 15b omgår det tidligere nevnte problemet med å utføre en sann feltmåling under tilstedeværelsen av en elektrokjemisk overflateimpedans på foringen eller foringskorrosjon, men reduserer den radiale avstanden mellom elektroden 15a og 15b og reduserer derved systemsensitiviteten overfor feltet. Igjen blir signalet målt mellom de to elektrodene 15a og 15b sendt til overflate-EM-transceiveren 26 via signalterminaler 27a og 27b på overflaten 14, med minimal demping, via signalledningen 28a og 28b konfigurert som et tvunnet par eller som en koaksialkabel.

Fig. 12 viser nok en annen utførelse av EM-telemetrisystemet 10 hvor signalledningen 28a og termineringselektrode 15b radielt inntrengt i formasjonen 13 for å øke radial separering av elektrodene 15a og 15b og derved øke responssensitiviteten. Inntrengning kan være tilveiebragt ved radial ruting, formede eksplosive ladninger og lignende. Igjen blir signalet målt mellom de to elektrodene 15a og 15b sendt til overflaten 14 via signalledninger 28a og 28b og innmatet i overflate-EM-transceiveren 26 via signalterminalene 27a og 27b.

Det må forstås at trekk og konfigurasjoner i utførelsene vist på fig. 5-7 og fig. 8-12 kan kombineres for å oppnå ytterligere utførelse av EM-telemetrisystemet 10. Som eksempler kan utførelsene vist på fig. 8-12 bli brukt undervanns (se fig. 6 og 7) med overflate-EM-transceiveren 26 anordnet enten over eller under vannivået. Som et annet eksempel, er utførelsen av systemet vist på fig. 13 tilsvarende utførelsen vist på fig. 5, med overflate-EM-transceiveren 26 anordnet i ringrommet 19 definert av veggen 16 til borehullet og den ytre overflate til foringen 18. 1 dette eksempel er elektrodene 15a og 15b konfigurert som vist på fig. 8. Signaler fra borehull-EM-transceiveren 22 blir matet til elektrodene 15a og 15b og sendt til signalterminalene 27a og 27b til overflate-EM-transceiveren 26 via signalledningene 28a og 28b, som forklart tidligere. I denne utførelsen blir mye av "opphulls” kretsene forflyttet nedihulls. Signaler mottatt av overflate-EM-transceiveren 26 blir sendt "opphulls” til prosessoren 34 via linken 44. Data sendt "nedihulls” til borehull-EM-transceiveren 22, slik som kontroll eller styresignaler, blir først sendt fra prosessoren 34 til overflate-EM-transceiveren 26 via linken 44. Det blir foretrukket, men er ikke nødvendig, å mate effekt og kontrollsignaler fra prosessoren 34 til overflate-EM-transceiveren 26 via linken 44. Som tidligere beskrevet i forbindelse med utførelsen vist på fig. 5, reduserer denne utførelsen ytterligere overflatestøy ved å motta telemetrisignalene i et elektrisk "stille” miljø i borehullet 19 snarere enn på overflaten 14. Linken 44 konfigurart slik at demping, støy og krysstale blir minimalisert.

Både overflate-EM-transceiveren 26 og den aktive feltmåleanordningen 50 kan være posisjonert i ringrommet 19, med overflate-EM-transceiveren 26 operativt forbundet med prosessoren 34 ved hjelp av linken 44.

Mens den forutgående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne utførelsene av oppfinnelsen, er rammen for oppfinnelsen definert av patentkravene som følger.