NO344190B1 - Eliminering av vibrasjonsstøy i dypt transiente resistivitetsmålinger under boring - Google Patents
Eliminering av vibrasjonsstøy i dypt transiente resistivitetsmålinger under boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO344190B1 NO344190B1 NO20111742A NO20111742A NO344190B1 NO 344190 B1 NO344190 B1 NO 344190B1 NO 20111742 A NO20111742 A NO 20111742A NO 20111742 A NO20111742 A NO 20111742A NO 344190 B1 NO344190 B1 NO 344190B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signal
- carrier
- accelerometer
- vibration
- transfer function
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims description 30
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 title claims description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title description 28
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 37
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 31
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 30
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 12
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 9
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 230000005674 electromagnetic induction Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000009191 jumping Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsens område
[0001] Oppfinnelsen vedrører elektromagnetisk induksjonsbasert brønnlogging for å bestemme resistiviteten i grunnformasjoner som krysses av et brønnhull. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen måling av de transiente signalene i et induksjonsverktøy som følge av vibrasjon av loggeverktøyet som blir anvendt for å gjøre målinger.
Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Resistivitetsinstrumenter basert på elektromagnetisk induksjon kan bli anvendt for å bestemme den elektriske konduktiviteten i grunnformasjoner rundt et brønnhull. Et elektromagnetisk induksjonsbasert brønnloggingsinstrument er beskrevet for eksempel i US-patent 5,452,761 meddelt til Beard m.fl. Instrumentet beskrevet i 761-patentet til Beard omfatter en senderspole og flere mottakerspoler anordnet aksielt spredt langs instrumenthuset. En vekselstrøm blir sendt gjennom senderspolen.
Spenninger som induseres i mottakerspolene som følge av magnetiske vekselfelter indusert i grunnformasjonene blir deretter målt. Absoluttverdien til bestemte fasekomponenter av de induserte mottakerspenningene er relatert til konduktiviteten til mediene som omgir instrumentet.
[0003] Utviklingen av dyptmålende elektromagnetiske verktøy har en lang historie. Slike verktøy blir anvendt for å oppnå en rekke forskjellige mål. Dyptseende verktøy søker å måle reservoaregenskaper mellom brønner ved avstander som varierer fra et titalls til flere hundre meter (ultradyp skala). Det finnes enkeltbrønnmetoder og multibrønnmetoder, der de fleste er basert på teknologier fra radar-/ seismisk bølgeforplantningsfysikk. Denne gruppen av verktøy har naturlige begrensninger blant annet ved at de kun kan anvendes i formasjoner med høy resistivitet og med kraft tilgjengelig nedihulls.
[0004] Dyp transient logging under boring (LWD), spesielt med evne til å "se fremover", er vist å ha et stort potensiale for å predikere overtrykkssoner, detektere forkastninger foran borkronen i horisontale brønner, profilere store saltstrukturer, osv. Ett av hovedproblemene med dype transiente målinger i en LWD-anvendelse er et sekundært signal som følge av det strømledende borerøret. En rekke forskjellige teknikker har vært anvendt for å redusere dette sekundære signalet i de innsamlede dataene. For formålet med foreliggende oppfinnelse anvender vi følgende definisjon av frasen "transient elektromagnetisk metode (TEM)" fra Schlumberger's ordliste for oljefelter:
En variant av den elektromagnetiske metode der elektriske og magnetiske felter blir indusert av transiente pulser av elektrisk strøm i viklinger eller antenner i stedet for av kontinuerlig (sinusformet) strøm.
[0005] Mange av anvendelsene av TEM involverer undersøkelsesdyp på opptil 100 m. En løsning for høyenergi-eksitasjonskilden for dype transiente målinger er vist i US 2005/0189945 til Reiderman. Imidlertid er induksjonsbaserte mottakere med høy følsomhet kjent å være beheftet med impulsstøy som følge av bevegelse av induksjonsspolen i jordens magnetfelt. Metoder har vært foreslått for eliminering av akustisk støy i akustiske LWD-verktøy. Se for eksempel US-patent 6,470,275 til Dubinsky der kanselleringssignalet er avledet fra tidsreverserte verktøymodus- og formasjonsmodussignaler. US 2006/0098531 A1 vedrører akustiske telemetrisystemer og -metoder med kansellering av overflatestøy. En illustrativ utførelsesform kan omfatte et akustisk telemetrisystem som omfatter en sender som er konfigurert til å generere et akustisk informasjonssignal som forplantes langs en borestreng, og en mottaker som er konfigurert til å detektere et akustisk mottakssignal fra borestrengen og et støysignal fra en overflatemiljø. Mottakeren virker på det akustiske mottakssignalet og støysignalet for å produsere et modifisert signal som indikerer det akustiske informasjonssignalet og har et redusert støyinnhold i forhold til det akustiske mottakersignal.
[0006] Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot fremgangsmåter for fjerning av lavfrekvent (under omtrent 1 kHz) støy i TEM-signaler forårsaket av vibrasjon av en borestreng i jordens magnetfelt.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0007] En utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å evaluere en grunnformasjon ved anvendelse av en bærer som fraktes inne i et borehull i grunnformasjonen. Fremgangsmåten omfatter å: anvende en sender på bæreren for å generere et elektromagnetisk signal i grunnformasjonen; anvende minst én antenne på bæreren for å generere et første signal som respons eller reaksjon på interaksjon eller vekselvirkning av det transiente signalet med grunnformasjonen, der det første signalet omfatter en støy som følge av vibrasjon av bæreren; korrigere det første signalet for støyen og generere et korrigert første signal ved anvendelse av et andre signal som angir vibrasjonen av bæreren; estimere en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen ved anvendelse av det korrigerte første signalet; og utføre ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
[0008] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et apparat innrettet for å evaluere en grunnformasjon. Apparatet omfatter: en bærer innrettet for å bli fraktet i et borehull; en sender på verktøyet innrettet for å generere et elektromagnetisk signal i grunnformasjonen; minst én antenne på verktøyet innrettet for å generere et første signal som respons eller reaksjon på en interaksjon eller vekselvirkning av det transiente signalet med grunnformasjonen, der det første signalet omfatter en støy som følge av vibrasjon av verktøyet; minst ett akselerometer på verktøyet innrettet for å generere minst ett andre signal som angir vibrasjonen av verktøyet; og minst én prosessor innrettet for å: generere et korrigert første signal ved anvendelse av det første signalet og det målte minst ene andre signalet; estimere en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen ved anvendelse av det korrigerte første signalet; og utføre ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
[0009] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart mediumprodukt med lagrede instruksjoner som når de blir lest av minst én prosessor, bevirker den minst ene prosessoren til å utføre en fremgangsmåte. Fremgangsmåten omfatter å: korrigere et første signal mottatt av minst én antenne på en bærer som fraktes i et borehull, som reaksjon på et transient elektromagnetisk signal generert av en sender på bæreren, for en innvirkning av vibrasjon av verktøyet ved hjelp av en måling gjort av et akselerometer på verktøyet; anvende det korrigerte første signalet for å estimere en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen; og utføre ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0010] Figur 1 viser et resistivitetloggingsinstrument ifølge foreliggende oppfinnelse som fraktes i et borehull;
Figur 2 illustrerer årsaken til det sekundære signalet i en mottakerspole som vibrerer i jordens magnetfelt;
Figur 3 illustrerer innvirkningen av vibrasjon av en vikling i jordens magnetfelt; Figur 4 er et flytdiagram som illustrerer noen av trinnene i foreliggende oppfinnelse; og
Figur 5 viser en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for støyeliminering.
BESKRIVELSE AV EKSEMPLER PÅ UTFØRELSER
[0011] Figur 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en borestreng 20 som fører en boreenhet 90 (også omtalt som en bunnhullsenhet, eller "BHA") som drives frem i et "brønnhull" eller "borehull" 26 for å bore brønnhullet. Boresystemet 10 omfatter et tradisjonelt boretårn 11 oppstilt på et gulv 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som blir rotert av en drivkraft, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 omfatter en rørstruktur, så som et borerør 22 eller et kveilrør, som strekker seg nedover fra overflaten og inn i borehullet 26. Borestrengen 20 blir presset inn i brønnhullet 26 når et borerør 22 blir anvendt som rørstruktur. I kveilrøranvendelser blir en rørinjektor, så som en injektor (ikke vist), anvendt for å mate ut rørstrukturen fra en kilde for denne, så som en trommel (ikke vist), inn i brønnhullet 26. Borkronen 50 festet til enden av borestrengen bryter opp de geologiske formasjonene når den blir rotert for å bore borehullet 26. Dersom et borerør 22 blir anvendt, er borestrengen 20 koblet til et heiseverk 30 via et rotasjonsrør 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en trinse 23. Under boreoperasjoner blir heiseverket 30 aktivert for å styre borkronetrykket, som er en viktig parameter som påvirker borehastigheten. Virkemåten til heiseverket er velkjent for fagmannen og er derfor ikke beskrevet i detalj her.
[0012] Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom en kanal i borestrengen 20 av en slampumpe 34. Borefluidet føres fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en desurger (ikke vist), en fluidkanal 28 og rotasjonsrøret 21. Borefluidet 31 strømmer ut i bunnen 51 av borehullet gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og returnerer til slamtanken 32 via en returkanal 35. Borefluidet tjener til å smøre borkronen 50 og til å føre borekaks eller borehullsfragmenter vekk fra borkronen 50. En føler S1kan være plassert i kanalen 38 for å tilveiebringe informasjon om fluidstrømningsmengden. En dreiemomentføler S2på overflaten og en føler S3tilknyttet borestrengen 20 tilveiebringer informasjon henholdsvis om dreiemomentet på og rotasjonshastigheten til borestrengen. Videre blir en føler (ikke vist) tilknyttet linen 29 anvendt for å bestemme kroklasten fra borestrengen 20.
[0013] I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borkronen 50 rotert kun ved å rotere borerøret 22. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er en nedihullsmotor 55 (slammotor) anordnet i boreenheten 90 for å rotere borkronen 50 og borerøret 22 blir rotert vanligvis for å øke rotasjonskraften, dersom det er nødvendig, og for å bevirke endringer i boreretningen.
[0014] I en utførelsesform, vist i figur 1, er slammotoren 55 koblet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en opplagringsenhet 57. Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk.
Opplagringsenheten 57 tar opp de radielle og aksielle kreftene fra borkronen. En stabilisator 58 koblet til opplagringsenheten 57 tjener som en sentreringsanordning for den nederste delen av slammotorenheten.
[0015] I en utførelsesform av oppfinnelsen er en borefølermodul 59 anordnet nær borkronen 50. Borefølermodulen inneholder følere, kretser og prosesseringsprogramvare og -algoritmer for de dynamiske boreparametrene. Slike parametere kan omfatte hopping av borkronen, rykkvis gange av boreenheten, bakoverrotasjon, dreiemoment, slag, trykk i borehull og ringrom, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borkronetilstand. En passende telemetri- eller kommunikasjonskomponent 72, som for eksempel anvender toveistelemetri, er også tilveiebragt som illustrert i boreenheten 90. Borefølermodulen prosesser følerinformasjonen og sender den til styringsenheten 40 på overflaten via telemetrisystemet 72.
[0016] Kommunikasjonskomponenten 72, en kraftenhet 78 og et MWD-verktøy 79 er alle koblet langs borestrengen 20. Bøyestykker, for eksempel, er anvendt for kobling av MWD-verktøyet 79 i boreenheten 90. Disse komponentene og verktøyene danner bunnhulls-boreenheten 90 mellom borestrengen 20 og borkronen 50. Boreenheten 90 gjør forskjellige målinger, omfattende pulsede kjernemagnetisk resonansmålinger, mens borehullet 26 blir boret. Kommunikasjonskomponenten 72 fanger opp signalene og måler og overfører signalene, for eksempel ved hjelp av toveistelemetri, for behandling på overflaten. Alternativt kan signalene bli behandlet ved hjelp av en nedihullsprosessor i boreenheten 90.
[0017] Styringsenheten eller prosessoren 40 på overflaten mottar også signaler fra andre nedihulls følere og anordninger og signaler fra følerne S1 -S3 og andre følere som blir anvendt i systemet 10, og prosesser disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner lastet inn på overflatestyringsenheten 40. Overflatestyringsenheten 40 viser ønskede boreparametre og annen informasjon på en fremvisningsanordning 42 som blir anvendt av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 kan omfatte en datamaskin eller et mikroprosessorbasert prosesseringssystem, minne for å lagre programmer eller modeller og data, en opptakerfor registrering av data og annet periferiutstyr. Styringsenheten 40 kan være innrettet for å aktivere alarmer 44 når bestemte utrygge eller uønskede driftsforhold oppstår.
[0018] Figur 2 illustrerer årsaken til det sekundære signalet i en mottakerspole 212 på en vibrerende borestreng 210. Vibrasjonen av borestrengen gir en forskyvning
ξ(ζ, t) av borestrengen i XZ-planet. Den romlig deriverte av forskyvningen
bestemmer en momentanvinkel α mellom mottakerspolens akse 211 og Z-aksen -dvs. gjennomsnittsretningen til borestrengens akse. Retningen 213 i XZ-planet i figur 2 eksemplifiserer retningen til jordens magnetfelt i forhold til spolens akse 211.
Spenningen som induseres i mottakerspolen kan uttrykkes som:
der BEer absoluttverdien til projeksjonen av jordens magnetfelt på XZ-planet, Arer det effektive arealet til mottakerspolen og aEer vinkelen til jordens magnetfelt i forhold til Z-aksen. Det første leddet på høyre side i likn. (1) er en geometrisk korreksjon som avhenger av jordens magnetfelt og dets vinkling i forhold til Z- aksen. Det andre leddet er det som ville blitt målt av et rotasjonsakselerometer på verktøyet. Det skal bemerkes at akselerometere som reagerer på rettlinjet akselerasjon også kan bli anvendt for dette formålet på bekostning av mer komplisert prosessering.
[0019] I en utførelsesform av oppfinnelsen gjøres den tilnærming at borestrengens vibrasjonsmønster kan representeres av en sinusbølge. Denne bølgen har typisk en frekvens i området 5-50 Hz. Den sideveis akselerasjonen av borestrengen er da en sinusbølge beskrevet av følgende uttrykk:
Θ - tilfeldig tid
der g0er akselerasjonens amplitude, z og v henholdsvis er posisjonen på borestrengen og lydhastigheten i vektrøret og ω0er vibrasjonsfrekvensen.
[0020] Spenningen i mottakerspolen som følge av vibrasjonen av spolen kan da uttrykkes som:
der φ er en tilfeldig fase.
Som en illustrasjon er støyspenningen V™ (t) estimert og sammenliknet med et typisk transient signal i mottakeren. Følgende system parametere er anvendt for illustrasjonen: senderens dipolmoment Mt= 200A● m<2>(senderen aksielt atskilt 5m fra mottakeren er ikke vist i figur 2), mottakerens effektive areal Ar= 20m<2>, akselerasjonens amplitude g0= 20 m/s<2>, lydhastigheten v = 5000m/s, jordens magnetfeltinduksjon BE= 60μΤ, vinkelen aE= TT/2. Figur 3 viser resultatene av sammenlikningen: kurven 301 er et formasjonssignal i tidsdomenet modellert for en homogen formasjon med konduktivitet 0,1 S/m. Kurvene 303, 305, 307 er superposisjoner av formasjonssignalet for tre forskjellige realiseringer av vibrasjonsstøyen (tre realiseringer av den tilfeldige fasen cp). 309 er en realisering av typisk bredbåndet termisk støy: spenningsstøy fra en forforsterker med støyspektraltetthet ln V/ og båndbredde 10KHz. For formålet med foreliggende oppfinnelse er betegnelsen "bærer" ment å omfatte den delen av bunnhullsenheten som omfatter senderen, mottakeren, akselerometeret og magnetometeret.
[0021] Figur 3 illustrerer omfanget av den vibrasjonsrelaterte støyen: vibrasjonsstøyen ved sene tidspunkter, svarende til dypere undersøkelsesområder i formasjonene, er sterkt dominerende i formasjonssignalet og den termiske støyen fra forforsterkeren. Det følger fra likn. (1 ) at magnetometerdata (det første uttrykket i klammeparentes) og en avlesning fra rotasjonsakselerometeret (det andre uttrykket i klammeparentes) henholdsvis skal kunne gjøre det mulig å beregne og fjerne det uønskede vibrasjonssignalet i mottakerspolen.
[0022] Det skal bemerkes at likn. (1) ble avledet under den forutsetning at akselerometeret befinner seg på samme sted som mottakerspolen. I et mer generelt tilfelle kan relasjonen mellom den vibrasjonsrelateret støyen i mottakerspolen og akselerometeravlesningene uttrykkes som:
Her er (t - τ) overføringsfunksjonen fra akselerometer til mottaker for et enakset rotasjonsakselerometer og Aj (t) er avlesningen fra det enaksede akselerometeret. Hver overføringsfunksjon i likn. (4) avhenger av absoluttverdien og retningen til jordens magnetfelt i forhold til mottakerspolens akse:
[0023] Overføringsfunksjonene Krai(t - T) blir bestemt på forhånd gjennom pulset eksitasjon eller harmonisk akustisk eksitasjon i et område av frekvenser. I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen blir overføringsfunksjonen Km, (t - T) bestemt under LWD-prosessen ved å samle inn et ytterligere sett av data på et senere tidsintervall utenfor tidsintervallet av interesse. Som følge av raskere tilbakegang av formasjonssignalet inneholder de ekstra innsamlede dataene en ubetydelig (mindre enn en akseptabel systematisk feil) andel av formasjonssignalet.
[0024] Deretter gjeldende akselerometerdata Aj(t) og magnetometeravlesningene bli anvendt for å fjerne det vibrasjonsrelaterte induksjonssignalet fra mottakerdataene
I mange praktiske tilfeller er ikke overføringsfunksjonene Kraj(t, BE) stabil nok, og da kan en statistisk metode bli anvendt for adaptivt å konstrere overføringsfunksjonen som beskrevet i US-patentet 6,470,275 til Dubinsky.
[0025] I Dubinsky blir de ønskede akustiske formasjonssignalene målt av hydrofoner. Akselerometere er anordnet nær ved hver av hydrofonene. I en utførelsesform i Dubinsky blir en måling gjort i en testtank der det ikke finnes noe formasjonssignal.
Under disse forholdene reagerer både akselerometeret og hydrofonen kun på det akustiske verktøymodus-signalet. En overføringsfunksjon mellom de to kan da bli bestemt. Deretter, når verktøyet er utplassert i et borehull, reagerer hydrofonen på både verktøymodus og formasjonsmodus, mens akselerometeret primært reagerer på verktøymodus. Akselerometersignalet og den estimerte overføringsfunksjonen blir anvendt for å korrigere hydrofonsignalet for å fjerne verktøymodusen.
[0026] Som en analogi reagerer antennen i foreliggende oppfinnelse på formasjonssignalet og et verktøymodus-signal forårsaket av vibrasjonen av verktøyet, mens akselerometeret kun reagerer på verktøyvibrasjonen. Fremgangsmåten vist av Dubinsky kan derfor bli anvendt direkte, med en modifikasjon omtalt nedenfor.
Målingene gjort i en testtank omtales som kalibreringssignaler. Disse omfatter akselerometermålinger gjort som reaksjon på referanseeksitasjon av borestrengen i testtanken og antennesignaler som reaksjon på eksitasjon av senderen under referanseeksitasjonen. Referanseeksitasjonen kan være en step-funksjon eller en monokromatisk eksitasjon ved flere frekvenser.
[0027] Når en step-funksjon blir anvendt, gir spektralanalyse av akselerometer- og antennesignalene en målt overføringsfunksjon. Ved monokromatisk eksitasjon gir forholdet mellom akselerometersignalet og antennesignalet en målt verdi for overføringsfunksjonen ved eksitasjonsfrekvensen. Ved å gjenta ved flere frekvenser blir den målte overføringsfunksjonen bestemt for flere frekvenser. Denne målte overføringsfunksjonen kan imidlertid ikke bli anvendt direkte; den må modifiseres for nedihullsforhold. Spesifikt blir den målte overføringsfunksjonen dividert med leddet [BET∙ sin αET], der BETer jordens magnetfelt i testtanken og αETer vinkelen mellom Z- aksen og jordens magnetfelt i testtanken, og multiplisert med [BED∙ sin αED], der BEDer jordens magnetfelt nedihulls og αEDer vinkelen mellom jordens magnetfelt og Z-aksen, for å finne overføringsfunksjonen som kobler antennemålingene og akselerometermålingene under borehullforholdene. αEDkan bli målt av trekomponent-magnetometere nedihulls.
[0028] Dette er illustrert i figur 4. Kalibreringssignaler blir målt 401. Disse omfatter antennemålingene gjort under vibrasjon av verktøyet og opptil tre akselerometerkomponenter. En overføringsfunksjon blir bestemt 403 som beskrevet over.
Akselerometer- og antennesignaler blir målt under nedihullsforhold 407. Antennesignalet blir korrigert ved anvendelse av likn. (6) for opptil 3 akselerometersignaler med bruk av en korrigert overføringsfunksjon 405 omtalt over.
[0029] Som nevnt over inneholder ikke den bakre enden av TEM-signalet noe formasjonssignal. I en utførelsesform av oppfinnelsen, i stedet for å anvende en testtank for kalibrering, blir kalibreringsmålinger gjort nedihulls ved anvendelse av den bakre enden av antennesignalet. Dersom dette gjøres, er ikke trinnet med å korrigere overføringsfunksjonen for vinklingen av jordens magnetfelt nødvendig dersom korreksjonen for hver måling anvender kalibreringssignaler målt ved hovedsakelig samme dyp som målingen. Det skal bemerkes at vibrasjonen av borestrengen i dypet vil være forskjellig fra målinger i en testtank som følge i hvert fall av temperaturforskjeller og forskjeller i borkronetrykk. Som følge av termisk støy er det ønskelig å estimere overføringsfunksjonen med bruk av et gjennomsnitt av flere antennemålinger og akselerometermålinger.
[0030] En annen utførelsesform vist i Dubinsky måler et referanseakselerometersignal og et hydrofonsignal i borehullet. En tidsreversering blir anvendt på akselerometersignalet og hydrofonsignalet. Overføringsfunksjonen avledes estimere energispektraltettheten til de to tidsreverserte signalene, en krysspektraltetthet for de to tidsreverserte signalene, en overføringsfunksjon mellom de to tidsreverserte signalene og en koherens mellom de to tidsreverserte signalene. En utførelsesform av foreliggende oppfinnelse anvender en tilsvarende metode der det første signalet er akselerometersignalet og det andre signalet er antennesignalet.
[0031] Figur 5 viser et eksempel på et verktøy som omfatter en treakset rotasjonsakselerometerenhet 501, et treakset retningsbestemt magnetometer 503 sammen med en mottakerantenne 505. Senderantennen er ikke vist ettersom den typisk befinner seg 5m eller mer fra verktøyet.
[0032] Oppfinnelsen har blitt beskrevet over under henvisning til en MWD-anordning fraktet på en borestreng. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også bli anvendt på andre typer MWD-anordninger som fraktes på et borerør, og kan også bli anvendt på et loggeverktøy som fraktes på en kabel. Spesielt kan den bli anvendt i et ultradypt transient kabelinstrument der vibrasjon av en mottakerspole med høy følsomhet som følge av jordens magnetfelt kan forårsake uakseptabel støy.
[0033] Det skal videre angis at selv om eksempelet gitt over anvendte aksielt rettede sendere og mottakere, skal ikke dette forstås som en begrensning. Fremgangsmåten vist over kan også bli anvendt med en sender og/eller mottaker som er orientert i en vinkel på loggeverktøyets lengdeakse. Nærmere bestemt, med bruk av målinger gjort med aksielt rettede og tverrstilte antenner som omtalt i US-patentet 7,167,006 til Itskovich, er det mulig å finne et nøyaktig estimat av en avstand til en grenseflate og anvende denne for reservoarnavigering. Grenseflaten kan være en gass/olje-grenseflate, en olje/vann-grenseflate, en gass/vann-grenseflate og/eller en laggrense. Den estimerte avstanden kan bli anvendt for å styre boreretningen. Fremgangsmåten vist av Itskovich i '006 subtraherer et referansesignal målt i et hovedsakelig homogent medium fra det målte signalet for å fjerne innvirkningen av et strømledende legeme på loggeverktøyet. US-patentet 7,150,316 til Itskovich viser bruk av en dempende del på bunnhullsenheten for å dempe virvelstrømmer på verktøylegemet.
[0034] Implisitt i behandling av dataene er bruk av et dataprogram på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EEPROM, flashminne og optisk platelager.
[0035] Selv om beskrivelsen over er rettet mot konkrete utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner som er definert av de vedføyde kravene, være nærliggende for fagmannen. Det er meningen at alle slike variasjoner innenfor rammen definert av de vedføyde kravene, skal omfavnes av den foregående beskrivelsen.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for å evaluere en grunnformasjon, der fremgangsmåten omfatter følgende trinn:
å anvende en sender på en bærer som fraktes i et borehull (26) for å generere et elektromagnetisk signal i grunnformasjonen;
å anvende minst én antenne på bæreren for å generere et første signal som reaksjon på en interaksjon eller vekselvirkning av det elektromagnetiske signalet med grunnformasjonen, der det første signalet omfatter en støy som følge av vibrasjon av bæreren;
å korrigere det første signalet for støyen og å generere et korrigert første signal ved anvendelse av et andre signal som angir vibrasjonen av bæreren;
å estimere en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen ved hjelp av det korrigerte første signalet; og
å utføre ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende anvendelse av minst ett akselerometer (501) på bæreren for å tilveiebringe det andre signalet, der trinnet med å korrigere det første signalet videre omfatter anvendelse av en overføringsfunksjon som knytter en respons fra den minst ene antennen og det minst ene akselerometeret (501) til vibrasjonen av bæreren.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende trinnet med å estimere overføringsfunksjonen ved hjelp av en måling av det første signalet og det minst ene andre signalet i en testtank.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der trinnet med å estimere overføringsfunksjonen videre omfatter å gjøre målinger av det første signalet og det minst ene andre signalet som reaksjon på eksitasjon av bæreren av én av: (i) en impulskraft og (ii) flere hovedsakelig monokromatiske akustiske signaler.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der trinnet med å estimere overføringsfunksjonen videre omfatter anvendelse av en måling av en siste del av det første signalet og en siste del av det minst ene andre signalet i et borehull (26).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der trinnet med å estimere overføringsfunksjonen videre omfatter anvendelse av minst ett magnetometer (503) for å tilveiebringe minst ett tredje signal som angir en orientering av verktøyet i forhold til jordens magnetfelt under vibrasjonen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der trinnet med å anvende minst ett akselerometer (501) videre omfatter anvendelse av et rotasjonsakselerometer (501).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det elektromagnetiske signalet videre omfatter et transient elektromagnetisk signal.
9. Apparat innrettet for evaluering av en grunnformasjon, der apparatet omfatter:
en bærer innrettet for å bli fraktet i et borehull (26);
en sender på bæreren innrettet for generering av et elektromagnetisk signal i grunnformasjonen;
minst én antenne på bæreren innrettet for generering av et første signal som reaksjon på en interaksjon eller vekselvirkning av det elektromagnetiske signalet med grunnformasjonen, der det første signalet omfatter en støy som følge av vibrasjon av bæreren;
minst ett akselerometer (501) på bæreren innrettet for generering av minst ett andre signal som angir vibrasjonen av bæreren; og
minst én prosessor innrettet for:
generering av et korrigert første signal ved anvendelse av det første signalet og det minst ene andre signalet;
estimering av en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen ved anvendelse av det korrigerte første signalet; og
utføring av ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
10. Apparat ifølge krav 9, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for generering av det korrigerte første signalet ved anvendelse av en overføringsfunksjon som knytter en respons fra den minst ene antennen og det minst ene akselerometeret (501) til vibrasjonen av bæreren.
11. Apparat ifølge krav 10, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for estimering av overføringsfunksjonen ved hjelp av en måling av det første signalet og det minst ene andre signalet i en testtank.
12. Apparat ifølge krav 10, der den minst ene prosessoren er innrettet for estimering av overføringsfunksjonen ved hjelp av målinger av det første signalet og det minst ene andre signalet som reaksjon på en eksitasjon av verktøyet av én av: (i) en impulskraft og (ii) flere hovedsakelig monokromatiske akustiske signaler.
13. Apparat ifølge krav 10, der den minst ene prosessoren er innrettet for estimering av overføringsfunksjonen ved videre å anvende en måling av en siste del av det første signalet og en siste del av det minst ene andre signalet i et borehull (26).
14. Apparat ifølge krav 10, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for estimering av overføringsfunksjonen ved videre å anvende et tredje signal fra minst ett magnetometer (503) som angir en orientering av verktøyet i forhold til jordens magnetfelt under vibrasjonen.
15. Apparat ifølge krav 10, der det minst ene akselerometeret (501) videre omfatter et rotasjonsakselerometer (501).
16. Apparat ifølge krav 9, der bæreren omfatter en bunnhullsenhet (90), apparatet videre omfattende et borerør (22) innrettet for frakting av bunnhullsenheten (90) inn i borehullet (26).
17. Datamaskinlesbart mediumprodukt med lagrede instruksjoner som når de leses av minst én prosessor, bevirker den minst ene prosessoren til å utføre en fremgangsmåte, der fremgangsmåten omfatter følgende trinn:
å korrigere et første signal mottatt av minst én antenne på en bærer som fraktes i et borehull (26) som reaksjon på et elektromagnetisk signal generert av en sender på bæreren for en innvirkning av vibrasjon av bæreren ved hjelp av en måling gjort av et akselerometer (501) på bæreren;
å anvende det korrigerte første signalet for å estimere en avstand til en grenseflate i grunnformasjonen; og
å utføre ytterligere operasjoner med bruk av den estimerte avstanden.
18. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 17, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EEPROM, (iv) et flashminne, og (v) et optisk platelager.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US22609709P | 2009-07-16 | 2009-07-16 | |
| US12/832,536 US8305081B2 (en) | 2009-07-16 | 2010-07-08 | Cancellation of vibration noise in deep transient resistivity measurements while drilling |
| PCT/US2010/041737 WO2011008707A2 (en) | 2009-07-16 | 2010-07-12 | Cancellation of vibration noise in deep transient resistivity measurements while drilling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20111742A1 NO20111742A1 (no) | 2012-01-11 |
| NO344190B1 true NO344190B1 (no) | 2019-09-30 |
Family
ID=43450121
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20111742A NO344190B1 (no) | 2009-07-16 | 2011-12-19 | Eliminering av vibrasjonsstøy i dypt transiente resistivitetsmålinger under boring |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8305081B2 (no) |
| BR (1) | BR112012000981B1 (no) |
| GB (1) | GB2483822B (no) |
| NO (1) | NO344190B1 (no) |
| WO (1) | WO2011008707A2 (no) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9075164B2 (en) * | 2012-05-02 | 2015-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for deep transient resistivity measurement |
| US9310511B2 (en) | 2012-11-01 | 2016-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for deep transient resistivity measurement |
| US9605527B2 (en) * | 2012-12-05 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Reducing rotational vibration in rotational measurements |
| US9354347B2 (en) | 2012-12-13 | 2016-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for deep transient resistivity measurement while drilling |
| US9443504B2 (en) * | 2013-01-08 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Active attenuation of vibrations resulting from firing of acoustic sources |
| US9551806B2 (en) * | 2013-12-11 | 2017-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Determination and display of apparent resistivity of downhole transient electromagnetic data |
| GB2554594B (en) * | 2015-07-27 | 2021-08-04 | Halliburton Energy Services Inc | Tilted antenna bobbins and methods of manufacture |
| US10324432B2 (en) | 2016-04-21 | 2019-06-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Estimation of electromagnetic tool sensitivity range |
| US9973286B2 (en) | 2016-09-22 | 2018-05-15 | Raytheon Company | System and method for cancelling phase noise induced by antenna vibration |
| CN106646625A (zh) * | 2016-09-27 | 2017-05-10 | 中国科学院电子学研究所 | 一种锐边界模型的瞬变电磁反演方法 |
| WO2018160170A1 (en) | 2017-02-28 | 2018-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods to reduce acoustic noise in fiber optic based sensor systems |
| CN109100808B (zh) * | 2018-08-15 | 2020-12-29 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种多线源瞬变电磁横磁极化场探测方法 |
| CN109522802B (zh) * | 2018-10-17 | 2022-05-24 | 浙江大学 | 应用经验模态分解和粒子群优化算法的泵噪消除方法 |
| CN112731539B (zh) * | 2020-12-15 | 2022-05-13 | 中国科学技术大学 | 一种零磁通多线圈接收的瞬变电磁法探测装置 |
| CN113064207B (zh) * | 2021-03-15 | 2022-09-09 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种多线源地井瞬变电磁探测方法和装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1993007514A1 (en) * | 1991-10-04 | 1993-04-15 | Atlantic Richfield Company | System for real-time look-ahead exploration of hydrocarbon wells |
| US6470275B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive filtering with reference accelerometer for cancellation of tool-mode signal in MWD applications |
| US20060098531A1 (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry systems and methods with surface noise cancellation |
| US20090108845A1 (en) * | 2007-10-29 | 2009-04-30 | Michael Kaminski | System for seismic detection and analysis |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4980682A (en) * | 1989-07-31 | 1990-12-25 | Atlantic Richfield Company | Method of reducing noise in a borehole electromagnetic telemetry system |
| US4945309A (en) * | 1989-08-14 | 1990-07-31 | Atlantic Richfield Company | Method of reducing impulsive noise in electromagnetic geophysical data |
| US4980642A (en) * | 1990-04-20 | 1990-12-25 | Baroid Technology, Inc. | Detection of influx of fluids invading a borehole |
| US5452761A (en) * | 1994-10-31 | 1995-09-26 | Western Atlas International, Inc. | Synchronized digital stacking method and application to induction logging tools |
| US5780784A (en) * | 1996-10-17 | 1998-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cancellation of tool mode signal from combined signal |
| NO316757B1 (no) * | 1998-01-28 | 2004-04-26 | Baker Hughes Inc | Anordning og fremgangsmate for fjernaktivisering av et nedihullsverktoy ved hjelp av vibrasjon |
| IT1313800B1 (it) * | 1999-10-19 | 2002-09-23 | Simplex Rapid Di Boschiero Cor | Metodo per variare in modo continuo e controllato,durante laproduzione di molle,la loro tensione iniziale e macchina realizzante |
| US6742604B2 (en) * | 2002-03-29 | 2004-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary control of rotary steerables using servo-accelerometers |
| US7538555B2 (en) * | 2003-11-05 | 2009-05-26 | Shell Oil Company | System and method for locating an anomaly ahead of a drill bit |
| US7425830B2 (en) * | 2003-11-05 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | System and method for locating an anomaly |
| US7046009B2 (en) * | 2003-12-24 | 2006-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for measuring transient electromagnetic components to perform deep geosteering while drilling |
| US7150316B2 (en) * | 2004-02-04 | 2006-12-19 | Baker Hughes Incorporated | Method of eliminating conductive drill parasitic influence on the measurements of transient electromagnetic components in MWD tools |
| US8432167B2 (en) * | 2004-02-09 | 2013-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus of using magnetic material with residual magnetization in transient electromagnetic measurement |
| US7786733B2 (en) * | 2004-07-14 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and system for well placement and reservoir characterization |
| WO2007019139A2 (en) * | 2005-08-03 | 2007-02-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for determining an electromagnetic response from an earth formation and method of drilling a borehole and method of producing a hydrocarbon fluid |
| EP2021835A2 (en) * | 2006-05-04 | 2009-02-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of analyzing a subterranean formation using time dependent transient response signals |
| US7931097B2 (en) * | 2007-09-28 | 2011-04-26 | Jason Austin Cartwright | Microwave linked laser control system, method, and apparatus for drilling and boring operations |
-
2010
- 2010-07-08 US US12/832,536 patent/US8305081B2/en active Active
- 2010-07-12 BR BR112012000981-8A patent/BR112012000981B1/pt active IP Right Grant
- 2010-07-12 WO PCT/US2010/041737 patent/WO2011008707A2/en active Application Filing
- 2010-07-12 GB GB1121975.5A patent/GB2483822B/en active Active
-
2011
- 2011-12-19 NO NO20111742A patent/NO344190B1/no unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1993007514A1 (en) * | 1991-10-04 | 1993-04-15 | Atlantic Richfield Company | System for real-time look-ahead exploration of hydrocarbon wells |
| US6470275B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive filtering with reference accelerometer for cancellation of tool-mode signal in MWD applications |
| US20060098531A1 (en) * | 2004-11-09 | 2006-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry systems and methods with surface noise cancellation |
| US20090108845A1 (en) * | 2007-10-29 | 2009-04-30 | Michael Kaminski | System for seismic detection and analysis |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011008707A2 (en) | 2011-01-20 |
| WO2011008707A3 (en) | 2011-04-28 |
| GB2483822B (en) | 2014-01-01 |
| NO20111742A1 (no) | 2012-01-11 |
| US8305081B2 (en) | 2012-11-06 |
| BR112012000981A2 (pt) | 2016-03-15 |
| BR112012000981B1 (pt) | 2019-11-12 |
| GB201121975D0 (en) | 2012-02-01 |
| US20110012602A1 (en) | 2011-01-20 |
| GB2483822A (en) | 2012-03-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO344190B1 (no) | Eliminering av vibrasjonsstøy i dypt transiente resistivitetsmålinger under boring | |
| US9784886B2 (en) | Real-time downhole processing and detection of bed boundary | |
| US8035392B2 (en) | Method and apparatus for while-drilling transient resistivity measurements | |
| EP2836861B1 (en) | Resistivity logging system and method employing ratio signal set for inversion | |
| US20070216416A1 (en) | Electromagnetic and Magnetostatic Shield To Perform Measurements Ahead of the Drill Bit | |
| NO20110845A1 (no) | Fremgangsmåte for dyp transient resistivitetsmåling under boring | |
| NO335564B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for bestemmelse av resistivitetsanisotropi i konduktive borehullomgivelser | |
| NO335681B1 (no) | Elektromagnetisk fremgangsmåte for bestemmelse av fallvinkler uavhengig av slamtype og borehullmiljø, og loggeanordning | |
| BRPI0911143B1 (pt) | Aparelho configurado para estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação terrestre, método de estimar um valor de uma propriedade de resistividade de uma formação terrestre e meio legível por computador | |
| WO2013074593A1 (en) | Borehole imaging and formation evaluation while drilling | |
| NO336659B1 (no) | Fremgangsmåte for å eliminere ledende boreparasittisk påvirkning på målingen av transiente elektromagnetiske komponenter i MWD verktøy | |
| US10481290B2 (en) | Generalized directional measurements and using symmetrized and anti-symmetrized angles to indicate orientation of anisotropy and formation boundaries | |
| AU2012216293B2 (en) | Apparatus and methods of determining formation resistivity | |
| CA2783289A1 (en) | Method and apparatus for borehole positioning | |
| US9175546B2 (en) | Formation thermal measurement apparatus, methods, and systems | |
| NO345349B1 (no) | Transiente elektromagnetiske målinger av undergrunnen langt foran en borkrone | |
| WO2019089371A2 (en) | Multiple casing inspection tool combination with 3d arrays and adaptive dual operational modes | |
| NO20130395A1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for kapasitiv måling av sensor-standoff i borehull fylt med oljebasert borevæske | |
| EP3277922B1 (en) | Acoustic source identification apparatus, systems, and methods | |
| US20160054468A1 (en) | Identifying Unconventional Formations | |
| Liu et al. | Logging-While-Drilling (LWD) | |
| SA110310593B1 (ar) | الغاء ضوضاء اهتزاز في اعماق عبر القياسات المقاومية اثناء الحفر | |
| WO2007116317A2 (en) | Electromagnetic and magnetostatic shield to perform measurements ahead of the drill bit |
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 |