NO343121B1 - Bestemmelse av lydhastighet i fluid i borehull ved bruk av akustiske sensorer med ulike stillinger - Google Patents
Bestemmelse av lydhastighet i fluid i borehull ved bruk av akustiske sensorer med ulike stillinger Download PDFInfo
- Publication number
- NO343121B1 NO343121B1 NO20101267A NO20101267A NO343121B1 NO 343121 B1 NO343121 B1 NO 343121B1 NO 20101267 A NO20101267 A NO 20101267A NO 20101267 A NO20101267 A NO 20101267A NO 343121 B1 NO343121 B1 NO 343121B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acoustic wave
- transducer
- borehole
- distance
- acoustic
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 28
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 21
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000001141 propulsive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification 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
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H5/00—Measuring propagation velocity of ultrasonic, sonic or infrasonic waves, e.g. of pressure waves
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte til bestemmelse av en hastighet til lyd som beveger seg i et fluid i et borehull, hvilken fremgangsmåte inkluderer: plassering av et logge-instrument i borehullet, idet instrumentet inkluderer en første akustisk transduser og en annen akustisk transduser som er forskjøvet fra hverandre i avstand til en vegg i borehullet, den første transduser er tilpasset til å sende ut en første akustisk bølge som reflekteres av veggen og den annen akustiske transduser er tilpasset til å sende ut en annen akustisk bølge som reflekteres av veggen; bestemmelse av en differanse mellom en gangtid for den første akustiske bølge og en gangtid for den annen akustiske bølge; og beregning av hastigheten ved bruk av differansen og forskyvningen.
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Oppfinnelsens område
[0001] Den foreliggende oppfinnelse vedrører nedihullsmålinger av fluidegenskaper i et borehull, nærmere bestemt et verktøy for måling av lydhastigheten i et fluid i borehullet.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Mange typer av målinger foretas generelt ved boring etter hydrokarboner. Målingene gjennomføres i et borehull som er boret inn i jorden. Boringene kan foretas på foreskjellige dybder i borehullet for å tilveiebringe en ”brønnlogg”. Brønnloggen korrelerer hver måling til en dybde hvor hver måling ble foretatt.
[0003] Målingene kan gjennomføres under boring av borehullet ved bruk av et loggeinstrument i en borekrage. Målingene kan også gjennomføres ved bruk av et vaierlednings-loggeinstrument med en borestreng tatt ut fra borehullet.
[0004] En viktig nedihulls parameter er formasjonens tetthet. For å måle formasjonens tetthet nøyaktig, er det viktig å kjenne instrumentavstanden (standoff) for loggeinstrumentet. ”Instrumentavstand” (”standoff”) angir avstanden mellom overflaten av loggeinstrumentet og borehullets vegg. Instrumentavstanden kan måles ved bruk av akustiske bølger i et fluid (eksempelvis boreslam) i borehullet ved detektering av gangtiden til en akustisk bølge som reflekteres tilbake fra borehullets vegg.
Nøyaktigheten av lydhastigheten i fluidet kan være en vesentlig faktor som påvirker nøyaktigheten av en måling av instrumentavstand, og følgelig nøyaktigheten av en måling av formasjonens tetthet.
[0005] I enkelte tilfeller, kan måling av en boreslamegenskap, så som lydhastighet, foretas ved overflaten. Lydhastigheten brukes deretter sammen med en gangtidmåling gjennomført i borehullet for å bestemme instrumentavstanden. Lydhastigheten som er bestemt ved overflaten, representerer imidlertid kanskje ikke nøyaktig lydhastigheten i boreslammet nede i hullet. EP 1441 105 A1 omhandler en metode og et apparat for bestemmelse av en hastighet til en ultralydpuls i borefluider i nedihullsmiljøer. Fremgangsmåten for å bestemme en hastighet av ultralydforplantning i et borefluid i et nedihullsmiljø omfatter det å: sende ut en ultralydpuls inn i borefluidet i et borehull ved bruk av en første ultralydtransduser; detektere ultralydpulsen etter at ultralydpulsen har reist en avstand; bestemme en gangtid som kreves for ultralydpulsen til å reise avstanden; og bestemme hastigheten til ultralydforplantningen fra den kjente avstanden og gangtiden. Apparatet for bestemmelse av en hastighet av ultralydforplantning i et borefluid i et nedihullsmiljø omfatter en første ultralydtransduser anordnet på et verktøy og en krets for styring av en tid for en ultralydpuls overført av den første ultralydtransduseren og for måling av et tidsforløp mellom ultralydutsending og detektering etter at ultralydpulsen har reist en avstand. GB 2424 072 vedrører et loggeverktøy som er egnet til å transporteres i et fluidfylt borehull og som omfatter en akustisk sender for generering av akustiske bølger i borehullsfluidet og en akustisk mottaker for detektering av akustiske bølger som forplantes gjennom fluidet over en kjent banelengde.
[0006] Det er derfor nødvendig med teknikker for nøyaktig måling av lydhastigheten i et fluid i et borehull.
KORT SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0007] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Her beskrives et eksempel på en fremgangsmåte for bestemmelse av en hastighet til lyd som beveger seg i et fluid i et borehull, idet fremgangsmåten inkluderer: plassering av et loggeinstrument i borehullet, idet instrumentet inkluderer en første akustisk transduser og en annen akustisk transduser som er forskjøvet fra hverandre i avstand til en vegg i borehullet, den første transduser er tilpasset til å sende ut en første akustisk bølge som reflekteres av veggen, og den annen akustiske transduser er tilpasset til å sende ut en annen akustisk bølge som reflekteres av veggen; bestemmelse av en differanse mellom en gangtid for den første akustiske bølge og en gangtid for den annen akustiske bølge; og beregning av hastigheten ved bruk av differansen og forskyvningen.
[0008] Her beskrives også en utførelse av et apparat for bestemmelse av en lydhastighet for et fluid i et borehull, idet apparatet inkluderer: et loggeinstrument; en første transduser som er en første avstand fra en vegg i borehullet, idet den første transduser er tilpasset til utsendelse av en første akustisk bølge; en annen transduser som er en annen avstand fra en vegg i borehullet, idet den annen transduser er tilpasset til utsendelse av en annen akustisk bølge, hvor den annen avstand er forskjøvet fra den første avstand; og en elektronikkenhet tilpasset til mottak av et første signal fra den første transduser og et annet signal fra den annen transduser, for bestemmelse av en differanse i gangtider mellom de akustiske bølger, og for bestemmelse av hastigheten fra differansen og forskyvningen.
[0009] Her beskrives videre en utførelse av et datamaskinprogramprodukt som inkluderer maskinlesbare instruksjoner lagret på maskinlesbare media for bestemmelse av en lydhastighet for et fluid i et borehull, idet produktet inkluderer maskinutførbare instruksjoner for: bestemmelse av en differanse mellom en gangtid for en første akustisk bølge som reflekteres av en vegg i borehullet og en gangtid for en annen akustisk bølge som reflekteres av veggen i borehullet, hvor avstand tilbakelagt av den første akustiske bølge er forskjøvet fra avstanden tilbakelagt av den annen akustiske bølge; beregning av hastigheten ved bruk av differansen og forskyvningen, og logging av hastigheten.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0010] Oppfinnelsesgjenstanden er nærmere definert og tydelig krevet beskyttelse for i kravene på slutten av patentskriftet. De foregående og andre trekk og fordeler ved oppfinnelsen er åpenbare fra den følgende detaljerte beskrivelse sett sammen med de vedføyde tegninger, hvor like elementer er nummerert likt, og hvor:
Fig. 1 illustrerer en eksemplifiserende utførelse av et loggeinstrument i et borehull som penetrerer jorden;
Fig. 2 illustrerer aspekter av en eksemplifiserende dobbel sensortransduseranordning som brukes sammen med loggeinstrumentet;
Figurene 3A og 3B, i fellesskap referert til som fig.3, illustrerer en eksemplifiserende utførelse av en datamaskin/mikroprosessor som er koplet til loggeinstrumentet; og
Fig. 4 presenterer et eksempel på en fremgangsmåte for bestemmelse av en lydhastighet i et fluid i borehullet.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0011] Her beskrives teknikker for måling av hastighet til lyd som beveger seg i et fluid som er i et borehull. Målingen gjennomføres generelt i borehullet. Teknikkene inkluderer en fremgangsmåte og et apparat. Teknikkene krever bruk av to akustiske transdusere, hvor hver transduser brukes til å sende en akustisk bølge. I en utførelse kan de to akustiske transdusere brukes til å sende akustiske bølger samtidig og motta de akustiske bølger etter at bølgene er reflektert av veggen i borehullet.
Teknikkene krever at avstanden fra hver akustisk transduser til borehullets vegg er forskjellig. Differansen mellom avstandene refereres til som ”forskyvning” (”offset”), som er en gitt konstant som en konstruksjonsparameter for en transduseranordning. På grunn av forskyvningen vil gangtiden for hver akustiske bølge være forskjellig. Ved å kjenne forskyvningskonstanten, kan hastigheten til lyd som beveger seg i fluidet relateres til differansen i gangtider. Deretter kan instrumentavstanden beregnes ved bruk av lydhastigheten og minst én av gangtidene.
[0012] Fordelen ved denne teknikken, er at en måling av lydhastighet ikke er avhengig av absolutt nøyaktighet av de fleste relaterte parametere, hvilket kan forandres signifikant i et brønnhulls strenge omgivelser. Med hver akustiske transduser utsatt for de samme unøyaktigheter for parametere, opphever unøyaktighetene hverandre. Som et resultat av dette kan det oppnås forbedret nøyaktighet og repeterbarhet.
[0013] Det vises til fig.1, hvor en utførelse av et brønnloggeinstrument 10 er vist anordnet i et borehull 2. Borehullet 2 er boret gjennom jorden 7 og penetrerer formasjoner 4, som inkluderer forskjellige formasjonslag 4A-4E. Loggeinstrumentet 10 blir typisk senket inn i og trukket ut fra borehullet 2 ved bruk av en armert elektrisk kabel 6 eller lignende transport, hvilket er kjent innen teknikken. Borehullet 2 er fylt med borehullsfluid 3. Borehullsfluidet 3 kan inkludere boreslam, formasjonsfluid, eller en hvilken som helst kombinasjon av dette. Loggeinstrumentet 10 inkluderer en transduseranordning 8 og en elektronikkenhet 9.
[0014] Med henblikk på denne drøftelse, er borehullet 2 på fig.1 avbildet som vertikalt, og formasjonene 4 er avbildet som horisontale. Apparatet og fremgangsmåten kan imidlertid like godt anvendes i avviksbrønner eller horisontale brønner eller med formasjonslagene 4A-4E i hvilken som helst vilkårlig vinkel. Apparatet og fremgangsmåten er like godt egnet til bruk i anvendelser ved logging-under-boring (logging-while-drilling, LWD) og i vaierledningsanvendelser i åpent borehull og fôret borehull. I LWD-anvendelser kan apparatet være anbrakt i en borekrage.
[0015] Av praktiske årsaker presenteres visse definisjoner. Uttrykket ”instrumentavstand” (”standoff”) vedrører en størrelse eller avstand mellom en overflate av en transduser og loggeinstrumentet 10 og veggen i borehullet 2. Uttrykket ”forskyvning” (”offset”) vedrører en avstand mellom to transdusere i loggeinstrumentet 10. Avstanden måles i en retning radialt på borehullet 2 (dvs. normalt på lengdeaksen 5, vist på fig. 1). Fordi forskyvningen kan bestemmes av strukturen til transduseranordningen 8, er forskyvningen generelt en konstant avstand. For illustrative formål, vedrører uttrykket ”transduser” en innretning for sending og mottak av en akustisk bølge. Apparatet og fremgangsmåten er imidlertid like godt egnet til bruk ved bruk av en separat transduser for sending og en separat transduser for mottak av den akustiske bølge. Uttrykket ”samtidig” vedrører sending av minst to akustiske bølger med den samme sendende drivinnretning (transduser), eller innenfor et smalt tidsvindu. Det smale tidsvindu er nært null, så som tre størrelsesordener mindre enn gangtiden for den akustiske bølge gjennom fluidet.
[0016] Fig.2 illustrerer aspekter av en eksemplifiserende utførelse av transduseranordningen 8. For illustrative formål er transduseranordningen 8 avbildet horisontalt i borehullet 2. Transduseranordningen 8 inkluderer en første transduser 21 og en annen transduser 22. Den første transduser 21 er forskjøvet fra den andre transduser 22 med en avstand C. Det vil si at den første transduser 21 er lenger fra veggen i borehullet 2 enn den annen transduser 22 med avstanden C. Den første transduser 21 sender en første akustisk bølge 23 og mottar den reflekterte akustiske bølge 23. På lignende vis sender den annen transduser en annen akustisk bølge 24 og mottar den annen reflekterte akustiske bølge 24. På fig.2 illustreres også, med hensyn på den første transduser 21, en avstand TD, fra en krystall 25 til en overflate 26. Avstanden TD er den avstand den første akustiske bølge 23 må bevege seg fra krystallen 25 til overflaten 26 av den første transduser 21. Avstanden TD er også den avstand den første akustiske bølge 23 må bevege seg etter å ha blitt reflektert av veggen i borehullet 2 og beveger seg fra overflaten 26 til krystallen 25. Krystallen 25 brukes til å generere og motta den første akustiske bølge 23 i transduseren 21. I utførelsen på fig.2, har den annen transduser 22 de samme dimensjoner som den første transduser 21, og har derfor den samme avstand TD fra krystall til overflate.
[0017] Det vises til fig.2, hvor transduseren 22 har en størrelse av instrumentavstand vist som ”d”. Avstanden fra veggen i borehullet 2 til den første transduser 21 er således lik forskyvningen pluss instrumentavstanden, eller (C d). Også med henvisning til fig.2, t1 representerer rundtur-gangtiden for den første akustiske bølge 23 som beveger seg fra overflaten 26 til veggen i borehullet 2 og tilbake til overflaten 26 av den første transduser 21. På lignende vis representerer t2 rundtur-gangtiden for den annen akustiske bølge 24.
[0018] Ligning 1 brukes til å bestemme hastigheten til lyd, V, i fluidet 3, hvor (d C) representerer avstanden fra den første transduser 21 til veggen i borehullet 2 (instrumentavstand pluss forskyvning); d representerer avstanden fra den annen transduser 22 til veggen i borehullet 2 (instrumentavstand); C representerer forskyvningen; og t1 og t2 er rundtur-gangtidene definert ovenfor.
[0019] For å bestemme gangtiden t1 for den første akustiske bølge 23, må tiden den første akustiske bølge beveger seg inne i tranduseren 21 tas hånd om. Den akustiske bølge 23 beveger seg en ekstra avstand 2TD (krystall 25 til overflaten 26 og overflaten 26 til krystall 25, se fig.2). Tiden for å bevege seg avstanden 2TD er representert som tt. Fordi den annen transduser 22 har de samme dimensjoner som den første transduser 21, vil den annen akustiske bølge 24 også bevege seg den sammen ekstra avstand 2TD på den samme tid tt. Den målte gangtid for den første akustiske bølge 23, er derfor lik (t1 tt). På lignende vis, er den målte gangtid for den annen akustiske bølge 24 lik (t2 tt).
[0020] Ligning (2) bestemmer V ved bruk av den målte gangtid for den første akusiske bølge 23, (t1 tt), og den målte gangtid for den annen akustiske bølge 22, (t2 tt), hvor dt representerer differansen mellom de målte gangtider.
[0021] Når man kjenner hastigheten til lyd V i fluidet 3, kan instrumentavstanden d bestemmes ved bruk av ligning (3).
[0022] Lydhastighetsmålefeil ΔV kan bestemmes med hensyn på dt, som vist i ligning (4) hvor Δdt representerer feil i differansen mellom de målte gangtider og resten av variablene som er definert ovenfor.
[0023] Fra ligning (4), kan lydhastighetsmålefeilen ΔV tilnærmes som vist i ligning (5) med variablene som er definert ovenfor.
[0024] Med god signalkvalitet og høy samplingshastighet, kan en oppløsning av tidsdifferansen dt rundt ett nanosekund oppnås. Nedihulls-miljøet kan imidlertid være utsatt for usedvanlig stor elektrisk støy og mekanisk vibrasjon, hvilket kan forvrenge signaler mottatt av transduserne 21 og 22. Ved å bruke teknikker så som samtidig sending, signal-oversampling og signal-krysskorrelasjon, kan det erfaringsmessig oppnås oppløsning av dt til innenfor tyve nanosekunder.
[0025] For eksempel, med en gjennomsnittlig lydhastighet i fluidet 3 på 1480 meter pr. sekund og tidsoppløsningen for målinger av dt under 20x10<-9>, kan lydhastighetmålefeilen approksimeres som vist i ligning (6).
[0026] Prosentvis feil av målingen av lydhastigheten i fluidet 3 kan approksimeres som vist i ligning (7) med forskyvning C representert i millimeter.
[0027] Fra ligning (7) og med en forskyvning C på 10 mm, kan den prosentvise feil av målingen av lydhastigheten V være under 0,3%. Siden målingen av lydhastigheten V er basert på differansen i målingene av gangtidene for de akustiske bølger 23 og 24, blir de fleste andre feilfaktorer som er felles for den første transduser 21 og den annen transduser 22 opphevet. For eksempel, kan en forandring i lydhastigheten i ett transduserlegeme bevirke nøyaktigheten av målingen av hastigheten til lyd som beveger seg i fluidet 3 hvis kun én transduser og én akustisk bølge brukes til å måle gangtiden. I utførelse på fig.2, brukes en differansetidsmåling med bruk av den første transduser 21 og den annen transduser 22. Den første transduser 21 er lik den annen transduser 22, slik at eventuelle forandringer i lydhastigheten i transduserlegemene vil påvirke transduserne 21 og 22 på samme måte, og derfor oppheves. På lignende vis, vil eventuelle feil i elektronikkenheten 9, som er felles for transduserne 21 og 22, så som tidsforsinkelser ved prosessering av det digitale signal i den faste programvaren, bli opphevet.
[0028] En antagelse for den ovenstående nøyaktighetsanalyse er at aksen i instrumentet 10 er parallell med aksen i borehullet 2. Et lite avvik fra denne antagelse kan skje når instrumentet 10 skråstilles i måleprosessen. Denne innvirkning på nøyaktigheten vil bli begrenset ved plassering av de to transdusere 21 og 22 så nær hverandre som mulig. På den annen side, repetisjonshastigheten ved måling av lydfart kan være mer enn tusen ganger pr. sekund, mens fluidets lydhastighet ikke forandres plutselig. Det er således mulig å dra fordel av et stort antall av målinger for å begrense statistisk feil forårsaket av bevegelse av aksen i instrumentet 10 under måleprosessen.
[0029] Brønnloggeinstrumentet 10 inkluderer generelt tilpasninger som kan være nødvendig for å sørge for operasjon under boring eller etter at en boreprosess har blitt fullført.
[0030] Det vises til fig.3, hvor et apparat for implementering av den lære som her fremsettes, er avbildet. På fig.3 inkluderer apparatet en datamaskin 30 koplet til brønnloggeinstrumentet 10. I utførelsen på fig.3A, er datamaskinen 30 vist anordnet separat fra loggeinstrumentet 10, f.eks. ved overflaten av jorden 7. I utførelsen på fig.
3B er en mikroprosessor 30 vist anordnet inne i loggeinstrumentet 10. Mikroprosessoren 30 kan også være inkludert som del av elektronikkenheten 9. Generelt, inkluderer datamaskinen/mikroprosessoren 30 komponenter som nødvendig for å sørge for sanntids behandling av data fra brønnloggeinstrumentet 10. Eksemplifiserende komponenter inkluderer, uten begrensning, minst én prosessor, lagring, minne, innmatingsinnretninger, utmatingsinnretninger og lignende. Ettersom disse komponenter er kjent for de som har fagkunnskap innen teknikken, er disse her ikke avbildet i detalj.
[0031] Generelt blir noe av den lære som her fremsettes redusert til en algoritme som er lagret på maskinlesbare media. Algoritmen implementeres av datamaskinen 30 og forsyner operatører med ønskede utgangsdata. Utgangsdataene genereres typisk på en sanntids basis.
[0032] Loggeinstrumentet 10 kan brukes til å tilveiebringe sanntids bestemmelse av lydhastigheten i borehullsfluidet 3. Som her brukt, forstås generering av data i ”sanntid” å bety generering av data med en hastighet som er nyttig eller tilfredsstillende for å foreta beslutninger under eller samtidig med prosesser så som produksjon, eksperimentering, verifisering og andre typer av undersøkelser eller bruk, slik dette kan velges av en bruker eller operatør. Det skal følgelig innses at ”sanntid” skal ses i sammenheng, og ikke nødvendigvis angir den øyeblikkelige bestemmelse av data, eller foreslår noe om tidsfrekvensen for datainnsamling og
-bestemmelse.
[0033] En høy grad av kvalitetskontroll over dataene kan realiseres under implementering av den lære som her fremsettes. F.eks., kan kvalitetskontroll oppnås gjennom kjente teknikker med iterativ prosessering og datasammenligning. Det er følgelig tenkelig at ytterligere korreksjonsfaktorer og andre aspekter for sanntids prosessering kan brukes. Brukeren kan med fordel anvende en ønsket kvalitetskontrolltoleranse på dataene, og således trekke en balanse mellom hurtighet for bestemmelse av dataene og en grad av kvalitet i dataene.
[0034] Fig.4 presenterer et eksempel på en fremgangsmåte 40 for bestemmelse av lydhastigheten i borehullsfluidet 3. Fremgangsmåten 40 krever plassering (trinn 41) av loggeinstrumentet 10 inn i borehullet 2. Fremgangsmåten 40 krever videre bestemmelse (trinn 42) av en differanse i gangtider mellom den første akustiske bølge 23 og den annen akustiske bølge 24. Iboende i trinn 42, er mekanikken med overføring og mottak av de akustiske bølger 23 og 24. Den første akustiske bølge 23 beveger seg en avstand som er forskjellig fra avstanden tilbakelagt av den annen akustiske bølge 24. Differansen i avstander eller forskyvning er kjent. Fremgangsmåten 40 krever videre beregning (trinn 43) av lydhastigheten i borehullsfluidet 3 ved bruk av differansen og forskyvningen.
[0035] I visse utførelser av instrumentet 10 kan flere enn to transdusere brukes til å bestemme lydhastigheten i borehullsfluidet 3. I disse utførelser, kan hver transduser ha en forskyvning som er forskjelllig fra forskyvningene for de andre transdusere. Elektronikkenheten 9 kan bestemme differanser mellom gangtidene for de akustiske bølger som er sendt ut av transduserne. I tillegg kan elektronikk-enheten 9 bruke differansene til å beregne hastigheten.
[0036] I visse utførelser av instrumentet 10, brukes flere frekvenser for den første akustiske bølge 23 og den annen akustiske bølge 24. Flere frekvenser kan brukes for å sørge for tilveiebringelse av akustiske bølger uten unødig absorpsjon av borehullsfluidet 3. Når det brukes flere frekvenser, kan frekvensavstemming også være tilveiebrakt. ”Frekvensavstemming” vedrører å foreta flere bestemmelser av lydhastigheten, hvor hver bestemmelse bruker en forskjellig frekvens. Lydhastighetene som er et resultat av de flere frekvenser blir deretter analysert for konvergens til en spesifikk hastighet.
[0037] I visse utførelser kan elektronikkenheten 9 være anordnet i det minste i det ene av i loggeinstrumentet og ved overflaten av jorden 7.
[0038] Til støtte for den lære som her fremsettes, kan det brukes forskjellige analysekomponenter, inkludert digitale og/eller analoge systemer. Systemet kan ha komponenter så som en prosessor, analog-til-digital omformer, digital-til-analog omformer, lagringsmedia, minne, inngang, utgang, kommunikasjonslink (ledningsført, trådløs, pulset slam, optisk eller annen), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (så som motstander, kondensatorer, induktorer og andre) for å sørge for operasjon og analyse av det apparat og de fremgangsmåter som her beskrives på enhver av flere måter som er godt anerkjent innen teknikken. Det anses at denne lære kan bli, men ikke trenger å bli, implementert i forbindelse med et sett av datamaskinutførbare instruksjoner som er lagret på et datamaskinlesbart medium, inkludert minne (ROM-er, RAM-er), optisk (CD-ROM-er), eller magnetisk (disker, harddisk-stasjoner), eller enhver annen type som ved utførelse forårsaker at en datamaskin implementerer fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjoner kan sørge for operasjon av utstyret, styring, datainnsamling og analyse og andre funksjoner som anses relevante av den systemdesigner, eier, bruker eller annet slikt personell, i tillegg til de funksjoner som er beskrevet i denne beskrivelsen.
[0039] Videre, kan forskjellige andre komponenter inkluderes og påkalles for å sørge for aspekter av den lære som her fremsettes. F.eks. kan en strømforsyning (eksempelvis minst det ene av en generator, en fjerntilførsel og et batteri) kjølekomponent, varmekomponent, drivende kraft (så som en translasjonskraft, fremdriftskraft, en rotasjonskraft eller en akustisk kraft), digital signalprosessor, analog signalprosessor, sensor, sender, mottaker, transceiver, kontroller, optisk enhet, elektrisk enhet eller elektromagnetisk enhet inkluderes til støtte for de forskjellige aspekter som her er omtalt eller til støtte for andre funksjoner utover denne beskrivelse.
[0040] Elementer av utførelsene har blitt introdusert enten med artiklene ”en” eller ”et. Artiklene er ment å bety at det er ett eller flere av elementene. Uttrykket ”inkluderende” er ment å være vidtfavnende, slik at det kan være ytterligere elementer bortsett fra de elementer som er opplistet.
[0041] Det vil innses at de forskjellige komponenter eller teknologier kan tilveiebringe visse nødvendige eller fordelaktige funksjoner eller trekk. Disse funksjoner og trekk som kan være nødvendige til støtte for de vedføyde krav og variasjoner av disse, gjenkjennes følgelig å være iboende inkludert som en del av den lære som her fremsettes og en del av den beskrevne oppfinnelse.
[0042] Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet ved henvisning til eksemplifiserende utførelser, vil fagkyndige på området forstå at det kan foretas forskjellige forandringer og at ekvivalenter kan byttes ut med elementer i disse uten å avvike fra oppfinnelsens omfang definert av de vedføyde krav. I tillegg vil mange modifikasjoner innses av de som har fagkunnskap innen teknikken, for å tilpasse et bestemt instrument, en situasjon eller et materiale til oppfinnelsens lære uten å avvike fra dens essensielle omfang definert av de vedføyde krav. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til den bestemte utførelse som er beskrevet som den best tenkelige modus for utførelse av oppfinnelsen, men at oppfinnelsen vil inkludere alle utførelser som faller innenfor omfanget definert av de vedføyde krav.
Claims (15)
1. Fremgangsmåte (40) til bestemmelse av en hastighet for lyd som beveger seg i et fluid (3) i et borehull (2), hvilken fremgangsmåte omfatter:
(a) plassering (41) av et loggeinstrument (10) i borehullet (3), idet instrumentet (10) omfatter en første akustisk transduser (21) og en andre akustisk transduser (22) som er forskjøvet fra hverandre i avstand (C) til en vegg i borehullet (3), idet den første transduser (21) er tilpasset til å sende ut en første akustisk bølge (23) som reflekteres av veggen, og den andre akustiske transduser (22) er tilpasset til å sende ut en andre akustisk bølge (24) som reflekteres av veggen;
(b) bestemmelse (42) av en differanse mellom en gangtid for den første akustiske bølge (23) og en gangtid for den andre akustiske bølge (24); og
(c) beregning (43) av hastigheten ved bruk av differansen og forskyvningen; (d) hvor den første akustiske bølge (23) omfatter flere frekvenser, og den andre akustiske bølge (24) omfatter de flere frekvensene, og den beregnede hastigheten omfatter en konvergert hastighet som resulterer fra det å foreta flere bestemmelser av lydhastighet, der hver bestemmelse bruker en forskjellig frekvens.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor den første akustiske bølge (23) og den andre akustiske bølge (24) sendes ut samtidig.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, hvor bestemmelse omfatter beregning av gangtidsdifferansen mellom de to akustiske bølger (23, 24) ved bruk av i det minste det ene av signal-krysskorrelasjon og signal-oversampling.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor bestemmelse omfatter:
måling av gangtiden for den første akustiske bølge (23);
måling av gangtiden for den andre akustiske bølge (24); og
beregning av differansen mellom gangtidene.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor beregning omfatter løsing av relasjonen:
V = (C*2) / dt
hvor V representerer hastigheten; C representerer en størrelse av forskyvning; og dt representerer differansen mellom gangtiden for den første akustiske bølge (23) og gangtiden for den andre akustiske bølge (24).
6. Fremgangsmåte som angitt krav 3, videre omfattende bestemmelse av en instrumentavstand for instrumentet (10) ved løsing av relasjonen:
d = (V*(t1 tt)) / 2
hvor d representerer forskyvningen; t1 representerer gangtiden for den første akustiske bølge (23) inne i borehullsfluidet (2); og tt representerer en gangtid for den første akustiske bølge (23) inne i den første transduser (21).
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende repetering eller gjentakelse av hastighetsmålinger for å begrense statistisk feil.
8. Apparat for bestemmelse av en lydhastighet i et fluid (3) i et borehull (2), hvilket apparat omfatter:
(a) et loggeinstrument (10);
(b) en første transduser (21) som er en første avstand fra en vegg i borehullet (2), idet den første transduser (21) er tilpasset til utsendelse av en første akustisk bølge (23);
(c) en andre transduser (22) som er en andre avstand fra veggen i borehullet (2), idet den andre transduser (22) er tilpasset til utsendelse av en andre akustisk bølge (24), hvor den andre avstand er forskjøvet fra den første avstand; og (d) en elektronikkenhet (9) tilpasset til mottak av et første signal fra den første transduser (21) og et andre signal fra den andre transduser (22), for bestemmelse av en differanse i gangtider mellom de akustiske bølger (23, 24), og for bestemmelse av hastigheten fra differansen og forskyvningen;
(e) hvor den første akustiske bølge (23) omfatter flere frekvenser, og den andre akustiske bølge (24) omfatter de flere frekvensene, og den beregnede hastigheten omfatter en konvergert hastighet som resulterer fra det å foreta flere bestemmelser av lydhastighet, der hver bestemmelse bruker en forskjellig frekvens, og elektronikkenheten (9) er videre tilpasset til frekvensavstemming for bestemmelse av den konvergerte hastighet.
9. Apparat som angitt i krav 8, hvor elektronikkenheten (9) videre er tilpasset til bestemmelse av en instrumentavstand mellom loggeinstrumentet (10) og veggen i borehullet (2).
10. Apparat som angitt i krav 8, hvor i det minste det ene av den første transduser (21) og den andre transduser (22) omfatter en krystall (25).
11. Apparat som angitt i krav 8, hvor differansen mellom den første avstand og den andre avstand er ca. ti millimeter.
12. Apparat som angitt i krav 8, hvor minst én av den første transduser (21) og den andre transduser (22) omfatter en akustisk sender og en akustisk mottaker.
13. Apparat som angitt i krav 80, hvor den første transduser (21) er tilpasset til utsendelse av den første akustiske bølge (23) ved flere frekvenser, den andre transduser (22) er tilpasset til utsendelse av den andre akustiske bølge (24) ved de flere frekvenser, og elektronikkenheten (9) er tilpasset til bestemmelse av hastigheten ved hver frekvens.
14. Datamaskinprogramprodukt omfattende maskinlesbare instruksjoner lagret på maskinlesbare media for bestemmelse av en lydhastighet i et fluid (3) i et borehull (2), hvilket produkt omfatter maskinutførbare instruksjoner for:
(a) bestemmelse av en differanse mellom en gangtid for en første akustisk bølge (23) som reflekteres av en vegg i borehullet (2) og en gangtid for en andre akustisk bølge (24) som reflekteres av veggen i borehullet (2), hvor avstanden tilbakelagt av den første akustiske bølge (23) er forskjøvet fra avstanden tilbakelagt av den andre akustiske bølge (24);
(b) beregning av hastigheten ved bruk av differansen og forskyvningen; og (c) logging av hastigheten;
(d) hvor den første akustiske bølge (23) omfatter flere frekvenser, og den andre akustiske bølge (24) omfatter de flere frekvensene, og den beregnede hastigheten omfatter en konvergert hastighet som resulterer fra det å foreta flere bestemmelser av lydhastighet, der hver bestemmelse bruker en forskjellig frekvens.
15. Produkt som angitt i krav 14, videre omfattende maskinutførbare instruksjoner for bestemmelse av en instrumentavstand for et loggeinstrument (10) i borehullet (2), idet instrumentet (10) er tilpasset til utsendelse av den første akustiske bølge (23) og den andre akustiske bølge (24).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/030,421 US20090201764A1 (en) | 2008-02-13 | 2008-02-13 | Down hole mud sound speed measurement by using acoustic sensors with differentiated standoff |
| PCT/US2009/034281 WO2009103058A2 (en) | 2008-02-13 | 2009-02-17 | Down hole mud sound speed measure by using acoustic sensors with differentiated standoff |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20101267L NO20101267L (no) | 2010-11-11 |
| NO343121B1 true NO343121B1 (no) | 2018-11-12 |
Family
ID=40938761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20101267A NO343121B1 (no) | 2008-02-13 | 2010-09-10 | Bestemmelse av lydhastighet i fluid i borehull ved bruk av akustiske sensorer med ulike stillinger |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20090201764A1 (no) |
| GB (1) | GB2469986B (no) |
| NO (1) | NO343121B1 (no) |
| WO (1) | WO2009103058A2 (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8886483B2 (en) | 2010-09-08 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Image enhancement for resistivity features in oil-based mud image |
| CN102200009B (zh) * | 2010-12-20 | 2013-05-08 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 用于mwd井下连续波信号处理方法 |
| US9664034B2 (en) | 2011-11-30 | 2017-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic transducer apparatus, systems, and methods |
| CN103362502B (zh) * | 2012-03-27 | 2016-06-29 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 在声波测井中消除直达波干扰的方法、系统及声波测井仪 |
| GB2535640B (en) | 2013-11-05 | 2020-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole position sensor |
| GB2537494B (en) | 2013-12-23 | 2020-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole signal repeater |
| WO2015102582A1 (en) | 2013-12-30 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Position indicator through acoustics |
| US10119390B2 (en) | 2014-01-22 | 2018-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote tool position and tool status indication |
| CN104133249B (zh) * | 2014-07-31 | 2016-08-31 | 中国石油天然气集团公司 | 一种微测井资料与声波测井资料联合解释的方法及装置 |
| FR3036424A1 (no) * | 2015-05-22 | 2016-11-25 | Halliburton Energy Services Inc | |
| CN109297580A (zh) * | 2018-11-05 | 2019-02-01 | 福建师范大学 | 一种测量超声波速度的装置及方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1441105A1 (en) * | 2002-12-31 | 2004-07-28 | Services Petroliers Schlumberger | Methods and apparatus for ultrasound velocity measurements in drilling fluids |
| GB2424072A (en) * | 2002-11-18 | 2006-09-13 | Baker Hughes Inc | Determining velocity of acoustic waves in drilling mud |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4527425A (en) * | 1982-12-10 | 1985-07-09 | Nl Industries, Inc. | System for detecting blow out and lost circulation in a borehole |
| US5341345A (en) * | 1993-08-09 | 1994-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Ultrasonic stand-off gauge |
| US5430259A (en) * | 1993-12-10 | 1995-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of stand-off distance and drilling fluid sound speed while drilling |
| US6678616B1 (en) * | 1999-11-05 | 2004-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and tool for producing a formation velocity image data set |
| US6672163B2 (en) * | 2000-03-14 | 2004-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for fluid characterization |
| BR0017369A (pt) * | 2000-09-22 | 2004-07-27 | Jon Steinar Gudmundsson | Método para determinar perfis de pressão, e, uso do mesmo |
| US6611761B2 (en) * | 2000-12-19 | 2003-08-26 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging for radial profiling |
| EP1348954A1 (en) * | 2002-03-28 | 2003-10-01 | Services Petroliers Schlumberger | Apparatus and method for acoustically investigating a borehole by using a phased array sensor |
| US7614302B2 (en) * | 2005-08-01 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analysis method |
| US7516655B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties with pressure |
| US7587936B2 (en) * | 2007-02-01 | 2009-09-15 | Smith International Inc. | Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties |
-
2008
- 2008-02-13 US US12/030,421 patent/US20090201764A1/en not_active Abandoned
-
2009
- 2009-02-17 WO PCT/US2009/034281 patent/WO2009103058A2/en active Application Filing
- 2009-02-17 GB GB1015274.2A patent/GB2469986B/en active Active
-
2010
- 2010-09-10 NO NO20101267A patent/NO343121B1/no unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2424072A (en) * | 2002-11-18 | 2006-09-13 | Baker Hughes Inc | Determining velocity of acoustic waves in drilling mud |
| EP1441105A1 (en) * | 2002-12-31 | 2004-07-28 | Services Petroliers Schlumberger | Methods and apparatus for ultrasound velocity measurements in drilling fluids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009103058A3 (en) | 2009-10-22 |
| GB2469986A (en) | 2010-11-03 |
| WO2009103058A2 (en) | 2009-08-20 |
| US20090201764A1 (en) | 2009-08-13 |
| NO20101267L (no) | 2010-11-11 |
| GB2469986B (en) | 2012-04-11 |
| GB201015274D0 (en) | 2010-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO343121B1 (no) | Bestemmelse av lydhastighet i fluid i borehull ved bruk av akustiske sensorer med ulike stillinger | |
| US7656747B2 (en) | Ultrasonic imaging in wells or tubulars | |
| US10191173B2 (en) | Systems and methods for evaluating annular material using beamforming from acoustic arrays | |
| US10042069B2 (en) | Systems, methods, and computer-readable media for determining shear-wave to compressional-wave velocity ratios in well casings | |
| US11378708B2 (en) | Downhole fluid density and viscosity sensor based on ultrasonic plate waves | |
| AU2010258643B2 (en) | Method and apparatus for estimating an influx of a formation fluid into a borehole fluid. | |
| US9726014B2 (en) | Guided wave downhole fluid sensor | |
| CN103940907B (zh) | 煤岩识别设备及其识别方法 | |
| JP2010522890A (ja) | スタンドオフおよび掘削孔形状の測定 | |
| NO20160854A1 (en) | Wellbore tubular length determination using pulse-echo measurements | |
| US10288757B2 (en) | Acousto-electromagnetic apparatus and method for acoustic sensing | |
| CN115390129A (zh) | 一种内置纵横波发射及接收换能器的原位声学触探装置 | |
| US8441889B2 (en) | Self-stabilizing dynamic diaphragm for broad bandwidth acoustic energy source | |
| NO348179B1 (en) | Formation measurements using flexural modes of guided waves | |
| US8462584B2 (en) | Sonic borehole caliper and related methods | |
| WO2019126708A1 (en) | Downhole fluid density and viscosity sensor based on ultrasonic plate waves | |
| WO2024052847A1 (en) | Hybrid sensor head for surface inspection and method of use |
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 |