RU2511026C2 - Способ передачи данных изображения буровой скважины и система для его осуществления - Google Patents

Способ передачи данных изображения буровой скважины и система для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2511026C2
RU2511026C2 RU2010131161/28A RU2010131161A RU2511026C2 RU 2511026 C2 RU2511026 C2 RU 2511026C2 RU 2010131161/28 A RU2010131161/28 A RU 2010131161/28A RU 2010131161 A RU2010131161 A RU 2010131161A RU 2511026 C2 RU2511026 C2 RU 2511026C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
image
well
borehole
image data
extracted
Prior art date
Application number
RU2010131161/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010131161A (ru
Inventor
Клод ЗИГНЕР
Лучиан ДЖОНСТОН
Стейн Инге ПЕДЕРСЕН
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2010131161A publication Critical patent/RU2010131161A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2511026C2 publication Critical patent/RU2511026C2/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • 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
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/46—Data acquisition

Abstract

Настоящее изобретение в целом относится к формированию изображения буровой скважины. Более конкретно, настоящее изобретение относится к передаче в режиме реального времени видеоданных о буровой скважине из некоторого места внутри скважины в некоторое место на поверхности. Заявленная группа изобретений включает способ передачи данных изображения буровой скважины из скважины на поверхность и буровой снаряд для выполнения вышеуказанного способа. При этом способ передачи данных изображения буровой скважины из скважины на поверхность, согласно которому: получают набор данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, с использованием каротажного инструмента на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине, извлекают в скважине характерные признаки изображения из набора данных изображения, и передают данные о глубине измерения и представление извлеченных характерных признаков изображения из скважины на поверхность, и выполняют на поверхности корреляцию представления извлеченных характерных признаков изображения с данными о глубине измерения. Буровой снаряд содержит каротажный инструмент, выполненный с возможностью получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающий буровую скважину на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине; внутрискважинный процессор, связанный с каротажным инструментом, выполненный с возможностью извлечения характерных признаков изображения из набора данных изображения нисходящей скважине и внутрискважинную телеметрическую систему, выполненную с возможностью передачи данных о глубине измерения и

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к формированию изображения буровой скважины. Более конкретно, настоящее изобретение относится к передаче в режиме реального времени данных изображения о буровой скважине из некоторого местоположения внутри скважины в некоторое местоположение на поверхности.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Изображение буровой скважины получают путем спуска в буровую скважину специализированного каротажного инструмента, оснащенного устройствами для формирования изображения. В скважине на выбранных глубинах каротажный инструмент вращают для получения изображения формации, окружающей буровую скважину. При кабельном каротаже в буровую скважину спускают каротажный инструмент, закрепленный на конце электрического кабеля или каротажного кабель-троса, причем указанный кабель дополнительно используют как средство передачи полученных данных изображения на поверхность. По длине кабеля, размещенного в буровой скважине, можно непосредственно измерять глубину размещения каротажного инструмента в буровой скважине. Кабельный каротаж быстро и эффективно обеспечивает высококачественные данные высокой плотности, но встречаются ситуации, в которых кабельный каротаж может быть затруднен или вообще не может быть выполнен, как, например, при бурении скважин с большим наклоном или горизонтальных скважин или когда буровая скважина нестабильна. Вместо кабельного каротажа может быть использован непрерывный каротаж в процессе бурения (LWD). При LWD каротажный инструмент встроен в бурильную колонну, размещенную в буровой скважине. Данные изображения, полученные каротажным инструментом, сохраняют в памяти и считывают при прекращении бурения и подъеме бурильной колонны на поверхность. Каротажный инструмент, используемый при LWD, обеспечивает данные более высокого качества по сравнению с каротажным инструментом, используемым при кабельном каротаже, поскольку он собирает данные во время бурения или сразу после него, прежде чем буровой раствор проникнет глубоко в формацию. Однако из-за большого объема данных, собранных инструментом, в режиме реального времени на поверхность может быть передана лишь часть полученных данных с использованием оборудования с беспроводным соединением, таким как телеметрическая система, работающая в режиме измерения в процессе бурения (MWD).
[0003] Изображение формации, окружающей буровую скважину, предоставляет информацию о геологических свойствах формации, окружающей буровую скважину. Следует отметить, что если изображение буровой скважины может быть получено в режиме реального времени, оно может быть интерпретировано и использовано для оптимизации скважинных работ, например бурения. Например, на основе такого изображения могут быть получены параметры бурения, такие как направление и расположение буровой коронки, которые могут быть использованы для геологической ориентации буровой коронки или предотвращения чрезмерного люфта буровой коронки. Для уменьшения размера данных изображения могут быть использованы технологии уплотнения данных, такие как описаны в патенте США № 6,405,136 (Ли и др.) для облегчения передачи данных изображения на поверхность в режиме реального времени через телеметрическую систему MWD. Однако существуют ограничения степени сжатия, которое может быть достигнуто без разрушения данных, и/или сжатие может быть недостаточным для обеспечения передачи в режиме реального времени всех данных изображения, необходимых для точного воспроизведения на экране дисплея формации, окружающей буровую скважину. Возможен также подход к передаче данных изображения на поверхность в режиме реального времени, при котором вычисляют необходимые скважинные параметры, а затем передают их на поверхность в режиме реального времени. В патенте США № 5,899,958 (Доуэл и др.) описан каротажный инструмент, с помощью которого получают изображение формации, окружающей буровую скважину, для последующего восстановления. Каротажный инструмент содержит погружаемый процессор, который вычисляет угол падения и направление падения из данных изображения. Эти параметры могут быть переданы из буровой скважины на поверхность в режиме реального времени.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] В одном аспекте настоящего изобретения предложен способ передачи данных изображения о скважине из скважины на поверхность, согласно которому получают набор данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, с использованием каротажного инструмента на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине, извлекают по меньшей мере один характерный признак изображения из набора данных изображения о скважине и передают представление извлеченных характерных признаков изображения из скважины на поверхность в режиме реального времени.
[0005] Кроме того, согласно настоящему изобретению предложен буровой снаряд, содержащий каротажный инструмент, с помощью которого получают набор данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине, внутрискважинный процессор, относящийся к каротажному инструменту, который извлекает характерные признаки изображения из набора данных изображения скважины, и внутрискважинная система телеметрии, которая передает представление характерных признаков изображения из скважины на поверхность.
[0006] Кроме того, согласно настоящему изобретению предложен каротажный инструмент для получения данных изображения буровой скважины, который содержит корпус, комбинацию устройств для формирования изображения буровой скважины, размещенных на корпусе инструмента и выполненных с возможностью получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, и внутрискважинный процессор, который извлекает характерные признаки изображения из набора данных изображения и генерирует представление характерных признаков изображения внутри скважины.
[0007] Другие отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0008] Чертежи с приведенными ниже пояснениями иллюстрируют предпочтительные варианты выполнения настоящего изобретения и не должны рассматриваться как ограничивающие объем настоящего изобретения, поскольку настоящее изобретение может быть выполнено согласно другим равноценным вариантам выполнения. Чертежи необязательно выполнены в масштабе, и некоторые отличительные особенности и виды на чертежах для наглядности могут быть показаны в увеличенном масштабе или схематически.
[0009] На фиг. 1 показана блок-схема, иллюстрирующая способ передачи данных изображения с буровой скважины из скважины на поверхность.
[0010] На фиг. 2 изображает воспроизведение на экране дисплея данных, полученных электрическим каротажным инструментом.
[0011] На фиг. 3 изображено воспроизведение на экране дисплея данных характерного признака изображения, извлеченных из данных изображения, изображенных на фиг. 2.
[0012] На фиг. 4A изображен буровой снаряд, подходящий для осуществления способа, проиллюстрированного на фиг. 1.
[0013] На фиг. 4B изображен в увеличенном виде каротажный инструмент, вставленный в буровой снаряд, показанный на фиг. 4A.
[0014] На фиг. 5 изображено воспроизведение на экране дисплея данных изображения, полученных электрическим каротажным инструментом.
[0015] На фиг. 6 изображены извлеченные характерные признаки изображения, наложенные на изображение, воспроизведенное на экране дисплея, показанном на фиг. 5.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] Ниже подробно описаны предпочтительные варианты выполнения изобретения со ссылками на чертежи. В описании предпочтительных вариантов выполнения изобретения подробно сформулированы конкретные подробности, обеспечивающие полное понимание настоящего изобретения. Однако для специалиста в данной области техники очевидно, что настоящее изобретение может быть осуществлено без учета некоторых или всех указанных конкретных подробностей. В последующем тексте описания изобретения известные отличительные признаки и/или этапы процесса не описаны подробно, чтобы не усложнять понимание настоящего изобретения. Кроме того, для обозначения одних и тех же или подобных элементов использованы подобные или идентичные позиционные номера.
[0017] На фиг. 1 показана блок-схема, иллюстрирующая способ передачи данных изображения с буровой скважины из скважины на поверхность. Способ описан для режима "каротаж в процессе бурения" (LWD). Однако способ может быть легко приспособлен для использования при кабельном каротаже. Согласно предложенному способу на этапе 100 в буровую скважину вводят каротажный инструмент. В режиме LWD каротажный инструмент размещают в забойной компоновке бурильной колонны и спускают в буровую скважину вместе с бурильной колонной. Забойная компоновка содержит по меньшей мере буровую коронку и может дополнительно содержать компоненты, которые вращают буровую коронку у основания буровой скважины. Часто забойная компоновка содержит наддолотный переводник, турбобур и утяжеленные бурильные трубы. Забойная компоновка также может содержать инструмент для измерения в процессе бурения (MWD) и другое специализированное оборудование, которое обеспечивает возможность направленного бурения. В качестве каротажного инструмента может быть использован любой каротажный инструмент, выполненный с возможностью получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину. Предложенный способ не ограничивается конкретным использованием каротажного инструмента для получения набора данных изображения. В общем, каротажный инструмент может обеспечивать набор данных изображения в виде матрицы пикселов.
[0018] Согласно предложенному способу на этапе 102 перемещают каротажный инструмент в буровой скважине для получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине. Способ может включать этап 103, на котором выполняют корреляцию данных изображения с глубиной измерения. Указанная глубина может быть получена в скважине с использованием известных подходов, таких как описанный, например, в патенте США № 6,405,136 (Ли) и в европейском патенте № 1806473. В патенте США № 6,405,136 описан способ кодирования с использованием данных азимута в зависимости от глубины, полученных из матрицы дисковых электродов малого диаметра, выровненных вдоль оси инструмента. В европейском патенте № 1806473 описана матрица дисковых электродов малого диаметра, выровненных вдоль оси инструмента. Таким образом, данные изображения могут быть закодированы по времени или по глубине для второго измерения, если первое измерение является азимутом. Способ дополнительно включает этап 104, на котором сохраняют набор данных изображения и данных времени/глубины в памяти, связанной с каротажным инструментом. Согласно предложенному способу на этапе 106 извлекают характерные признаки изображения из набора данных изображения внутри скважины в том месте в скважине, в котором были получены указанные данные изображения, или вблизи него. Набор данных изображения может быть набором, который на этапе 103 коррелирован с глубиной измерения, так что извлеченные характерные признаки изображения также коррелированы с глубиной измерения. При этом характерные признаки изображения не являются выведенными параметрами, такими как угол падения и азимут падения. Примеры характерных признаков изображения включают синусоиды или линии, представляющие напластование или разломы. Для определения желательных характеристик характерных признаков изображения, которые будут извлечены из данных изображения, используют целевую функцию. Способ включает этап 108, на котором выполняют построение представления извлеченных характерных признаков изображения. Например, извлеченные характерные признаки изображения могут быть эффективно представлены в виде последовательности координатных точек. Представление извлеченных характерных признаков изображения здесь называется данными характерного признака изображения. Геометрические признаки характерных признаков изображения, такие как толщина и амплитуда, также могут быть включены в данные характерного признака изображения.
[0019] Способ включает этап 109, на котором передают данные характерного признака изображения в блок регистрации, расположенный на поверхности, через внутрискважинную телеметрическую систему в случае работы в режиме LWD или через кабель при кабельном каротаже. Данные характерного признака изображения могут сопровождаться регистрацией глубины, на которой получены указанные данные измерений. Данные характерного признака изображения, переданные на поверхность, содержат лишь описание характерных признаков изображения и таким образом имеют намного меньший размер по сравнению с данными исходного изображения и также могут иметь намного меньший размер по сравнению со сжатой версией данных исходного изображения. Характерные признаки изображения обычно являются сглаженными, что обеспечивает дополнительное сжатие информации подвыборкой данных характерного признака изображения в буровой скважине на этапе 112 перед передачей данных на поверхность. Подвыбранные данные на этапе 109 могут быть переданы на поверхность и затем восстановлены на поверхности с использованием, например, сплайновой интерполяции. На фиг. 2 показано изображение 200, воспроизведенное на экране дисплея на основе данных исходного изображения, полученных электрическим каротажным инструментом. На фиг. 3 показано изображение 300, воспроизведенное на экране дисплея на основе характерных признаков изображения, извлеченных из данных исходного изображения. Из фиг. 3 видно, что данные, необходимые для воспроизведения изображения 300, имеют меньший размер по сравнению с данными, необходимыми для воспроизведения изображения 200 на фиг. 2.
[0020] Как показано на фиг. 1, перед передачей данных характерного признака изображения на поверхность, на этапе 114 данные характерного признака изображения или подвергнутая подвыборке версия данных характерного признака изображения могут быть сжаты. Примеры способов сжатия описаны в патенте США № 6,405,136 (Ли и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки, и в патенте США № 5,519,668 (Монтарон), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки. Сжатие может дополнительно уменьшить размер данных характерного признака изображения и обеспечить еще более быструю передачу данных, поступающих в реальном масштабе времени из скважины на поверхность. Дополнительно к передаче данных характерного признака изображения из скважины на поверхность в режиме реального времени на этапе 116 может быть передана из скважины на поверхность версия исходных данных изображения с низким разрешением. Для обеспечения контроля за содержанием и качеством характерных признаков изображения оператор на поверхности может наложить данные характерного признака изображения с высоким разрешением на данные с низким разрешением.
[0021] На поверхности на этапе 110 данные характерного признака изображения могут быть интерпретированы и использованы в качестве входных данных по меньшей мере для одного процесса анализа формации или буровой скважины. Например, данные характерного признака изображения могут быть использованы в качестве входных данных для петрофизической интерпретации, такой как интерпретация карбонатов, например, количественной оценкой кавернозной пористости. Данные характерного признака изображения могут быть использованы в качестве входных данных для структурной интерпретации формации, окружающей буровую скважину, такой как извлечение надежных данных о падении, анализ и классификация основных границ поверхностей осадочных формаций (например, коренных формаций, размывов, несогласий, тонких осадочных структур, передовых пластов, расслоений и ряби) и разрывных нарушений (например, образование трещин и швов). Данные характерного признака изображения могут быть использованы в качестве входных данных для геомеханического анализа, такого как обнаружение индуцированных бурением растрескиваний и выломов, интерпретация пластового давления и устойчивости скважины. Данные характерного признака изображения могут быть использованы в качестве входных данных для использования в процессе оптимизации бурения скважины. Например, данные характерного признака изображения могут быть использованы в качестве части индикаторов точек прихвата в процессах автоматизированного бурения и/или могут быть объединены с параметрами бурения, например плотностью бурового раствора, скоростью проходки буровой коронки и числом оборотов в минуту вращения буровой коронки. Если корреляция данных характерного признака изображения с глубиной осуществляется не в скважине, такая корреляция на этапе 118 может быть выполнена на поверхности, обычно перед интерпретацией данных характерного признака изображения, которую выполняют на этапе 110.
[0022] На фиг. 4A изображен буровой снаряд 400, проходящий от буровой установки 402, расположенной на поверхности 404, в буровую скважину 406, проходящую через подземную формацию 408. Буровой снаряд 400 может содержать буровые трубы 410 и забойную компоновку 412. В другом варианте реализации изобретения буровые трубы 410 могут быть заменены гибкими трубами и подобными структурами. Для осуществления буровых работ забойную компоновку 412 соединяют с поверхностью 404 посредством конструкции, которая обеспечивает канал для бурового раствора, такой как буровые трубы и гибкие трубы. Буровые трубы 410 обеспечивают возможность перемещения и вращения забойной компоновки 412 в буровой скважине 406. Забойная компоновка 412 содержит буровую коронку 414 и несколько утяжеленных бурильных труб 415, каждый из которых может содержать по меньшей мере один инструмент, приспособленный к выполнению скважинных работ по меньшей мере одного вида. Для специалиста очевидно, что конструкция забойной компоновки 412 может быть в значительной мере изменена в зависимости от вида скважинных работ. Забойная компоновка 412 включает внутрискважинную телеметрическую систему 414 для передачи данных на поверхность в режиме реального времени. Примеры внутрискважинных телеметрических систем включают импульсную телеметрическую систему с гидравлической связью с забоем (например, как в патенте США № 5,517,464 (Лернер и др.), описание которого включено в тескт настоящей заявки посредством ссылки), кабельную телеметрическую систему с прокладкой кабеля в буровых трубах (например, как в патенте США № 6,641,434 (Бойл и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки), электромагнитную телеметрическую систему (например, как в патенте США № 5,624,051, описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки, и акустическую телеметрическую систему (например, как в международной публикации РСТ № WO 2004/085796, описание которой включено в текст настоящей заявки). Внутрискважинная телеметрическая система 414 может представлять собой автономный инструмент или может быть компонентом инструмента MWD, таким как описанный в патенте США № 4,876,511 (Кларк), описание которого включено в текст настоящей заявки, или в патенте США № 4,968,940 (Кларк и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки.
[0023] Забойная компоновка 412 также содержит по меньшей мере один внутрискважинный инструмент, например инструменты 416, 418 и 420, приспособленные для выполнения скважинных работ по меньшей мере одного вида. Такие инструменты могут быть выбраны, например, из инструментов LWD, MWD и инструментов направленного бурения. Инструменты 416, 418 и 420 размещены внутри утяжеленных бурильных труб 415 и могут быть расположены выше или ниже внутрискважинной телеметрической системы 414. В одном примере инструмент 418 является каротажным инструментом, выполненным с возможностью получения набора данных изображения, описывающих окружающую буровую скважину 406. Инструмент 418 выполнен с возможностью измерения свойств формации в различных направлениях в буровой скважине 406 и привязки результатов указанных измерений с выбранной глубиной в буровой скважине. В инструменте 418 могут быть использованы акустические, электрические, оптические, ядерные, ультразвуковые или резонансно-магнитные устройства для формирования изображения формации, окружающей буровую скважину 406. В качестве акустических изображений могут быть использованы профили радиальной скорости, изображения скорости сжатия, изображения скорости сдвига, а также характеристики, полученные на основе сжатия и сдвига, такие как коэффициент Пуассона, изображение Стоунли и свойства, полученные из Стоунли, т.е. проницаемость. См., например, патент США № 6,631,327 (Шу и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки. Ядерные изображения могут быть выбраны из изображений плотности нейтронных и гамма-лучей. См., например, патент США № 5,184,692 (Мориарти), описание которого включено в текст настоящей заявки. В качестве ультразвуковых изображений могут быть использованы изображения скважинного профиломера и изображения распространения ультразвука. См., например, публикацию патентной заявки США № US 2006/0254767 (Пейбон и др.), описание которой включено в текст настоящей заявки. Магнитно-резонансный датчик изображения раскрыт, например, в патенте США № 6,570,381 (Шпеер и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки. Электрические устройства для формирования изображения раскрыты, например, в патенте США № 6,924,646 (Омерагик). Другие каротажные инструменты раскрыты, например, в патенте США № 5,339,037 (Боннер и др.), патенте США № 6,405,136, (Ли и др.) и европейской заявке на изобретение № EP 1806473 A1.
[0024] Как показано, например, на фиг. 4B, инструмент 418 содержит корпус 418a, который может быть электропроводящим. Для формирования изображения формации, окружающей буровую скважину 406, на корпусе инструмента 418a установлены устройства 418b1, 418b2, 418b3, 418b4, 418b5, 418b6, 418b7, 418b8 и 418b9 для формирования изображения. Точный номер, тип и размещение устройств для формирования изображения могут быть различными в зависимости от каротажного инструмента. В качестве устройства для формирования изображения могут быть выбраны передатчики, датчики, преобразователи, электроды и камеры. В одном примере устройства 418b1 и 418b5 для формирования изображения представляют собой передатчики. Устройства 418b2, 418b3, 418b6 для формирования изображения представляют собой датчики осевого тока. Устройства 418b9, 418b8 и 418b7 для формирования изображения представляют собой датчики бокового тока. Для выполнения измерений инструмент 418 перемещают на желательную глубину в буровой скважине, а устройства для формирования изображения используют для измерения электрических свойств, например удельного сопротивления и/или проводимости геологической формации, находящейся перед каротажным инструментом. Передатчики 418b1, 418b5 индуцируют электрические токи, которые распространяются вдоль корпуса 418a инструмента. Датчики 418b2, 418b3, 418b6 осевого тока измеряют осевой электрический ток, протекающий вдоль корпуса 418a инструмента. Датчики 418b9, 418b8 и 418b7 бокового тока измеряют электрические сигналы, сформированные электрическими токами, индуцированными передатчиками 418b1, 418b5.
[0025] Инструмент 418 содержит электронный модуль 418c. Электронный модуль 418c показан расположенным внутри корпуса 418a инструмента, но он также может быть размещен в отдельном корпусе инструмента, который расположен рядом или соединен с корпусом 418a инструмента. Электронный модуль 418c содержит схему для приема измеренных сигналов от устройств для формирования изображения (например, устройств 418b1, 418b2, 418b3, 418b4, 418b5, 418b6, 418b7, 418b8 и 418b9) и получения признака свойств пласта на основе измеренных сигналов. Электронный модуль 418c может содержать компоненты, такие как память 418c1, источник 418c2 энергии и внутрискважинный процессор 418c3. Данные изображения, например измеренные электрические сигналы, и электрические токи, принятые инструментом 418, могут быть сохранены в памяти 418c1. В одном примере инструмент 418 размещают на выбранной глубине в буровой скважине 406 для измерения реакции формации, окружающей буровую скважину, на выбранные стимулы. Измерения сохраняют в памяти 418c1. После приема данных изображения процессор 418c3 извлекает характерные признаки изображения из данных изображения, как описано выше. Внутрискважинный процессор 418c3 также может выполнять другие функции в скважине помимо извлечения характерных признаков изображения из данных изображения, такие как определение глубины измерения и корреляция указанных глубин с данными изображения, полученными посредством инструмента 418, генерация изображения с низким разрешением на основе данных изображения, полученных инструментом 418, и выполнение любой предварительной обработки, необходимой для преобразования измеренных сигналов в вид, пригодный для использования при извлечении характерных признаков изображения. Как показано на фиг. 4A, между инструментом 418 и внутрискважинной телеметрической системой 414 обеспечена связь, так что данные характерного признака изображения, извлеченные из данных изображения, могут быть переданы в блок 422 регистрации, расположенный на поверхности 404, в режиме реального времени. Внутрискважинная телеметрическая система 414 также обеспечивает передачу сигналов с поверхности 404 по меньшей мере к одному из инструментов 416, 418, 420.
[0026] Внутрискважинный процессор 418c3 может осуществлять любой способ, подходящий для извлечения характерных признаков изображения. Один из подходящих способов раскрыт в патенте США № 7,203,342 (Педерсен). В способе согласно этому патенту (далее - способ Педерсена): (a) выбирают исходную ячейку внутри изображения, (b) выбирают дополнительную ячейку, расположенную рядом с исходной ячейкой, которая, как предполагается, связана с желательным характерным признаком, указанным в целевой функции, (c) повторяют этап (b) в отношении дополнительных ячеек, расположенных рядом по меньшей мере с одной из выбранных выше ячеек, которые, как представляется, связаны с указанным характерным признаком, пока не будут удовлетворены критерии завершения выбора, и (d) повторяют этапы (a)-(c) для других исходных ячеек. Целевая функция и критерии завершения обеспечивают информацию о том, какие точки в пространстве могут быть элементами желательной структуры. Многоцикловый способ Педерсена предпочтителен для извлечения относительно слабо выраженных характерных признаков в нечетких изображениях. На фиг. 5 показано визуальное представление 500 версии данных изображения с низким разрешением, полученных с использованием электрического каротажного инструмента. На фиг. 6 показаны извлеченные характерные признаки изображения, например линии 604, 606, наложенные на представление 500 (фиг. 5) данные изображения с низким разрешением. Согласно способу Педерсена характерные признаки изображения, например линии 604, 606, извлекают из данных исходного изображения, которые соответствуют данным изображения с низким разрешением в представлении 500 (фиг. 5). На фиг. 6 наблюдается хорошее соответствие между профилем извлеченных характерных признаков изображения и характерными признаками изображения, присутствующими в данных изображения с низким разрешением.
[0027] Процессор 418c3 не ограничивается осуществлением многоциклового способа Педерсена или одноциклового способа извлечения характерных признаков изображения. Благодаря процессору 418c3 работы внутри скважины можно выполнять одноцикловые или многоцикловые способы извлечения характерных признаков изображения. В последнем случае каждый способ может быть применен для извлечения конкретного набора характерных признаков изображения, пригодных для использования в конкретном анализе формации или буровой скважины. Другой способ извлечения характерных признаков изображения, который может быть осуществлен посредством процессора 418c3, раскрыт в патенте США № 5,299,128 (Энтони и др.), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки. Согласно этому способу извлекают гладкие линии в изображении. Другой способ извлечения характерных признаков изображения, который может быть осуществлен процессором 418c3, раскрыт в патенте США № 3,069,654 (Хью), описание которого включено в текст настоящей заявки посредством ссылки. Согласно этому способу извлекают синусоиды в изображении. Другой способ извлечения характерных признаков, который может быть осуществлен процессором 418c3, описан Дэвидом Л. Донохо и Сяомином Ху в публикации "Элементарные лучи и многомасштабный анализ изображения" в секции "Многомасштабные методы и метод резолюций" (под ред. Дж. Барта, Т. Чана и Р. Хайнеса) (J. Barth, T. Chan, and R. Haines), Lecture Notes in Computational Science and Engineering, 2001, стр. 149-196. Согласно этому способу извлекают линейные сегменты в изображении.
[0028] Согласно описанному выше способу извлекают характерные признаки изображения из данных изображения скважины. Извлеченные характерные признаки изображения эффективно представлены и таким образом имеют меньший размер по сравнению с данными изображения. Это позволяет осуществить передачу указанных характерных признаков изображения на поверхность в режиме реального времени, где указанные характерные признаки изображения могут быть использованы в качестве входных данных для различных способов анализа формации или буровой скважины в режиме реального времени.
[0029] Несмотря на то что в настоящем изобретении описано ограниченное количество вариантов его выполнения, для специалиста в данной области техники, ознакомленного с преимуществами настоящего изобретения, очевидно, что могут существовать другие варианты выполнения в рамках объема настоящего изобретения, раскрытого в описании. Поэтому объем настоящего изобретения ограничен лишь формулой изобретения.

Claims (17)

1. Способ передачи данных изображения буровой скважины из скважины на поверхность, согласно которому:
получают набор данных изображения, описывающих формацию, окружающую буровую скважину, с использованием каротажного инструмента на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине,
извлекают в скважине характерные признаки изображения из набора данных изображения, и
передают данные о глубине измерения и представление извлеченных характерных признаков изображения из скважины на поверхность, и
выполняют на поверхности корреляцию представления извлеченных характерных признаков изображения с данными о глубине измерения.
2. Способ по п. 1, согласно которому представление извлеченных характерных признаков изображения включает описание извлеченных характерных признаков изображения с использованием последовательности координатных точек.
3. Способ по п. 2, согласно которому представление извлеченных характерных признаков изображения включает геометрические признаки характерных признаков изображения.
4. Способ по п. 1, согласно которому перед передачей представления извлеченных характерных признаков изображения дополнительно выполняют внутри скважины их подвыборку.
5. Способ по п. 1, согласно которому перед передачей представления извлеченных характерных признаков изображения дополнительно выполняют внутри скважины их сжатие.
6. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно интерпретируют представление извлеченных характерных признаков изображения и используют результат этой интерпретации в качестве входных данных для анализа формации или буровой скважины.
7. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно используют представление извлеченных характерных признаков изображения в качестве входных данных для структурной интерпретации формации, окружающей буровую скважину.
8. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно используют представление извлеченных характерных признаков изображения в качестве входных данных для геомеханического анализа формации, окружающей буровую скважину.
9. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно используют представление извлеченных характерных признаков изображения в качестве входных данных для петрофизической интерпретации формации, окружающей буровую скважину.
10. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно используют представление извлеченных характерных признаков изображения в качестве входных данных для оптимизации бурения скважины.
11. Способ по п. 1, согласно которому дополнительно интерпретируют представление извлеченных характерных признаков изображения и используют результат этой интерпретации в качестве входных данных для анализа формации или буровой скважины.
12. Способ по п. 1, согласно которому из скважины на поверхность дополнительно передают версию данных изображения с низким разрешением.
13. Способ по п. 12, согласно которому для обеспечения контроля за содержанием и качеством характерных признаков изображения дополнительно накладывают представление извлеченных характерных признаков изображения на версию данных изображения с низким разрешением.
14. Способ по п. 1, согласно которому каротажный инструмент обеспечивает набор данных изображения в виде матрицы пикселов.
15. Способ по п. 1, согласно которому характерные признаки изображения извлекают в соответствии с целевыми функциями, задающими характеристики желательных характерных признаков изображения.
16. Способ по п. 1, согласно которому для получения данных изображения в каротажном инструменте использованы акустические, электрические, оптические, ядерные, ультразвуковые или магнито-резонансные устройства для формирования изображения.
17. Буровой снаряд, содержащий:
каротажный инструмент, выполненный с возможностью получения набора данных изображения, описывающих формацию, окружающий буровую скважину на выбранной глубине или в диапазоне глубин в буровой скважине;
внутрискважинный процессор, связанный с каротажным инструментом, выполненный с возможностью извлечения характерных признаков изображения из набора данных изображения нисходящей скважине и
внутрискважинную телеметрическую систему, выполненную с возможностью передачи данных о глубине измерения и представления
характерных признаков изображения из скважины на поверхность,
поверхностное оборудование, выполненное с возможностью выполнения на поверхности корреляции представления извлеченных характерных признаков изображения с данными о глубине измерения.
RU2010131161/28A 2007-12-27 2008-12-22 Способ передачи данных изображения буровой скважины и система для его осуществления RU2511026C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/964,887 US8635025B2 (en) 2007-12-27 2007-12-27 Method and system for transmitting borehole image data
US11/964,887 2007-12-27
PCT/US2008/087992 WO2009086292A2 (en) 2007-12-27 2008-12-22 Method and system for transmitting borehole image data

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010131161A RU2010131161A (ru) 2012-02-10
RU2511026C2 true RU2511026C2 (ru) 2014-04-10

Family

ID=40797552

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010131161/28A RU2511026C2 (ru) 2007-12-27 2008-12-22 Способ передачи данных изображения буровой скважины и система для его осуществления

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8635025B2 (ru)
EP (1) EP2227708B1 (ru)
CA (1) CA2710845C (ru)
MX (1) MX2010007103A (ru)
RU (1) RU2511026C2 (ru)
WO (1) WO2009086292A2 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100025109A1 (en) * 2008-07-30 2010-02-04 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Generating Formation Textural Feature Images
US8116532B2 (en) * 2008-08-15 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Extraction of processed borehole image elements to create a combined image
US8362916B2 (en) * 2009-02-05 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for borehole telemetry
WO2014124215A2 (en) * 2013-02-07 2014-08-14 Services Petroliers Schlumberger Borehole image compression
WO2015030808A1 (en) 2013-08-30 2015-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Lwd resistivity imaging tool with adjustable sensor pads
EP3071997B1 (en) * 2013-11-18 2018-01-10 Baker Hughes, a GE company, LLC Methods of transient em data compression
US20150234069A1 (en) * 2014-02-14 2015-08-20 Schlumberger Technology Corporation System and Method for Quantifying Vug Porosity
US20240126419A1 (en) * 2021-02-18 2024-04-18 Schlumberger Technology Corporation Pattern search in image visualization
WO2023108119A1 (en) * 2021-12-09 2023-06-15 Schlumberger Technology Corporation Enhanced quality borehole image generation and method

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5899958A (en) * 1995-09-11 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device
US6173793B1 (en) * 1998-12-18 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors
WO2007092127A2 (en) * 2006-01-13 2007-08-16 Baker Hughes Incorporated Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3069654A (en) 1960-03-25 1962-12-18 Paul V C Hough Method and means for recognizing complex patterns
US4968940A (en) 1987-10-30 1990-11-06 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method using two spaced apart transmitters with two receivers located between the transmitters
US4876511A (en) 1988-10-20 1989-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing and calibrating an electromagnetic logging tool
US5204673A (en) 1990-08-28 1993-04-20 Atlantic Richfield Company Borehole televiewer system depth encoding and decoding method
US5299128A (en) 1990-10-05 1994-03-29 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for delineating bed boundaries in subsurface formations and for producing indications of the angle of dip thereof
US5184692A (en) 1991-03-18 1993-02-09 Schlumberger Technology Corporation Retrievable radiation source carrier
US5339037A (en) 1992-10-09 1994-08-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining the resistivity of earth formations
US5517464A (en) 1994-05-04 1996-05-14 Schlumberger Technology Corporation Integrated modulator and turbine-generator for a measurement while drilling tool
US5519668A (en) 1994-05-26 1996-05-21 Schlumberger Technology Corporation Methods and devices for real-time formation imaging through measurement while drilling telemetry
NZ280270A (en) 1994-11-25 1997-08-22 Rubbermaid Inc Generally rectangular container with downward flap on cover located over corner of base having handle at another corner
US6570361B1 (en) * 1999-02-22 2003-05-27 Borealis Technical Limited Rotating induction apparatus
US6570381B1 (en) 1999-03-25 2003-05-27 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance well logging method and apparatus
US6405136B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-11 Schlumberger Technology Corporation Data compression method for use in wellbore and formation characterization
US7203342B2 (en) * 2001-03-07 2007-04-10 Schlumberger Technology Corporation Image feature extraction
US6641434B2 (en) 2001-06-14 2003-11-04 Schlumberger Technology Corporation Wired pipe joint with current-loop inductive couplers
US6631327B2 (en) 2001-09-21 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling
ATE445855T1 (de) * 2002-12-13 2009-10-15 Schlumberger Technology Bv Verfahren und vorrichtung zur verbesserten tiefenanpassung von bohrlochbildern oder probenbildern
US6924646B2 (en) 2002-12-31 2005-08-02 Schlumberger Technology Corporation System and method for locating a fracture in an earth formation
GB2399921B (en) 2003-03-26 2005-12-28 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US7207215B2 (en) 2003-12-22 2007-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit
US7359800B2 (en) * 2004-05-11 2008-04-15 Baker Hughes Incorporated Determination of fracture orientation and length using multi-component and multi-array induction data
US8256565B2 (en) 2005-05-10 2012-09-04 Schlumberger Technology Corporation Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool
US7424365B2 (en) 2005-07-15 2008-09-09 Baker Hughes Incorporated Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest
EP1806473B1 (en) 2006-01-10 2016-12-21 Services Petroliers Schlumberger SA A device and method of measuring depth and azimuth

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5899958A (en) * 1995-09-11 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device
US6173793B1 (en) * 1998-12-18 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling devices with pad mounted sensors
WO2007092127A2 (en) * 2006-01-13 2007-08-16 Baker Hughes Incorporated Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009086292A4 (en) 2011-01-27
CA2710845A1 (en) 2009-07-09
US8635025B2 (en) 2014-01-21
US20090167556A1 (en) 2009-07-02
CA2710845C (en) 2013-08-13
MX2010007103A (es) 2010-10-01
RU2010131161A (ru) 2012-02-10
WO2009086292A2 (en) 2009-07-09
WO2009086292A3 (en) 2010-11-18
EP2227708B1 (en) 2021-09-01
EP2227708A1 (en) 2010-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2511026C2 (ru) Способ передачи данных изображения буровой скважины и система для его осуществления
US8818728B2 (en) Method and system for transmitting borehole image data
US10584576B2 (en) Well ranging apparatus, systems, and methods
CA2583865C (en) Enhancing the quality and resolution of an image generated from single or multiple sources
US20120192640A1 (en) Borehole Imaging and Formation Evaluation While Drilling
RU2461708C2 (ru) Автономный контроль глубины для скважинного оборудования
US20130301389A1 (en) System And Method For Communicating Data Between Wellbore Instruments And Surface Devices
EP3410160A1 (en) Method for real-time downhole processing and detection of bed boundary for geosteering application
US20110184711A1 (en) Method for estimating formation permeability using time lapse measurements
US9063250B2 (en) Interference testing while drilling
EA007587B1 (ru) Устройство и способ определения удельного сопротивления с помощью направленной электромагнитной волны
RU2354998C2 (ru) Способ и устройство для анализа временного интервала между причиной и следствием
EA014920B1 (ru) Способ и устройство для определения удельного электрического сопротивления породы спереди и сбоку долота
US20130282289A1 (en) Azimuthal saturation logging systems and methods
US11579333B2 (en) Methods and systems for determining reservoir properties from motor data while coring
US20100283490A1 (en) Determining formation properties while drilling
US10955581B2 (en) Using an adjusted drive pulse in formation evaluation
US20220179117A1 (en) Deep learning methods for wellbore leak detection
US9599737B2 (en) Systems and methods for enhancing images of log data
US20180031722A1 (en) Systems and methods employing a menu-based graphical user interface (gui) to derive a shear slowness log
US20210373190A1 (en) Evaluation and visualization of azimuthal resistivity data
CN115075805A (zh) 地层各向异性的确定方法及装置
Wu et al. Method for drilling directional wells
Steven et al. Borehole Image Tool Design, Value of Information, and Tool Selection

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181223