DE112016000873T5

DE112016000873T5 - Messen frequenzabhängiger akustischer Dämpfung

Info

Publication number: DE112016000873T5
Application number: DE112016000873.2T
Authority: DE
Inventors: Batakrishna Mandal; Srinivasan Jagannathan
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2015-05-22
Filing date: 2016-04-28
Publication date: 2017-11-30
Also published as: GB2554216A; US20170183961A1; FR3036429A1; MX2017012070A; GB201716463D0; US10408052B2; WO2016191028A1; BR112017020258A2

Abstract

Es werden Verfahren und Systeme zur Messung frequenzabhängiger Fluiddämpfung bereitgestellt. In bestimmten Ausführungsformen umfassen die Verfahren: Generieren eines oder mehrerer akustischer Referenzsignale innerhalb eines Referenzfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Referenzsignale; Bestimmen einer frequenzabhängigen Antwortfunktion mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale basierend; Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale innerhalb eines Probenfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Probensignale; und Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale und der frequenzabhängigen Antwortfunktion basierend.

Description

Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrlochbohr- und Komplettierungsvorgänge und insbesondere frequenzabhängige Fluiddämpfungsmessung.
Bohrlochbohr- und Komplettierungsvorgänge erfordern typischerweise die Verwendung von Verrohrungen in einem Bohrloch in einer unterirdischen Formation, um sicherzustellen, dass das Bohrloch nicht in sich zusammenfällt, sobald es gebohrt ist und dass empfindliche Bereiche der Formation geschützt und isoliert sind. In den meisten Fällen wird die Verrohrung in dem Bohrloch unter Verwendung einer Zementschicht befestigt, die einen Ringraum zwischen der Verrohrung und der Formation füllt und daran bindet. Die Stärke beider Zementbindungen ist für die Integrität des Bohrlochs wichtig. Eine Messung der Zementimpedanz kann Informationen über die Festigkeit der Zementbindungen liefern.
Einige Verrohrungs- und Zementevaluierungswerkzeuge übertragen einen akustischen Impuls in die Verrohrungs- und Zementschicht und empfangen ein Echosignal dieses Impulses. Das Echosignal kann Reflexionen und Nachhallungen umfassen, die durch die Verrohrung, die Zementschicht und eine Grenzfläche zwischen den beiden verursacht werden. Diese Reflexionen und Nachhallungen können zum Teil zum Berechnen von Bohrlochcharakteristiken, einschließlich Zementimpedanz, verwendet werden. Einige Formationsevaluierungswerkzeuge verwenden auch akustische Impulse, um Schall in die umgebende Formation zu übertragen und Echosignale zu erfassen, die Informationen über die Impedanzen des Materials in der Formation bereitstellen. In einigen Fällen können Bohrlochfluide, wie Bohrschlamm und andere Formationsfluide, innerhalb der Verrohrung vorhanden sein, sodass der akustische Impuls durch das Bohrlochfluid übertragen werden muss. Die Fluidgeschwindigkeits- und Dämpfungscharakteristiken des Bohrlochfluids können den ursprünglichen akustischen Impuls und die Reflexionen und Nachhallungen verändern oder anderweitig beeinflussen. Typische Berechnungen zum Bestimmen der Zementimpedanz können diese Effekte berücksichtigen, allerdings hängt die Genauigkeit der resultierenden Bestimmung zum Teil von der Genauigkeit der in den Berechnungen verwendeten Fluidgeschwindigkeits- und Dämpfungswerte ab. Traditionelle Verfahren zur Bestimmung der akustischen Dämpfung berichten einen einzigen Wert für die Dämpfung über alle Frequenzen. Dämpfung kann jedoch frequenzabhängig sein, und somit sind Einzelwerte für die Dämpfung oft ungenau.
FIGUREN
Einige konkrete Ausführungsbeispiele der Offenbarung können zum Teil durch Bezugnahme auf die folgende Beschreibung und die begleitenden Zeichnungen verstanden werden.
1 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes System zur Messung akustischer Dämpfung darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
2 ist ein Ablaufdiagramm, das ein Verfahren zum Bestimmen frequenzabhängiger Dämpfung darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
3 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Bohrsystem darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
4 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Bohrlochbohr- und Komplettierungssystem darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
5 ist ein Satz grafischer Darstellungen, die Wellenformen für Frequenzkomponenten eines empfangenen akustischen Signals und die resultierende Dämpfungsantwortfunktion darstellen, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
6A–C sind grafische Darstellungen, die Wellenformen für abgestimmte akustische Impulssignale und eine Dämpfungsantwort darstellen, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
Während Ausführungsformen dieser Offenbarung dargestellt und beschrieben wurden und unter Bezugnahme auf Ausführungsbeispiele der Offenbarung definiert sind, implizieren solche Bezugnahmen keine Beschränkung der Offenbarung, und es soll keine solche Beschränkung daraus abgeleitet werden. Der offenbarte Gegenstand ist beträchtlicher Abwandlung, Veränderung und Äquivalenten in Form und Funktion zugänglich, wie es dem einschlägigen Fachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung bekannt ist. Die dargestellten und beschriebenen Ausführungsformen dieser Offenbarung sind lediglich Beispiele und geben den Umfang der Offenbarung nicht in seiner Gesamtheit wider.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrlochbohrvorgänge und insbesondere frequenzabhängige Fluiddämpfungsmessung.
Für Zwecke dieser Offenbarung kann ein Informationsverarbeitungssystem jegliche Instrumentalität oder Zusammenstellung von Instrumentalitäten beinhalten, die zum Rechnen, Klassifizieren, Verarbeiten, Übertragen, Empfangen, Abrufen, Entwickeln, Schalten, Speichern, Anzeigen, Manifestieren, Detektieren, Aufzeichnen, Reproduzieren, Handhaben oder Nutzen von jeglicher Form von Informationen, Intelligenz oder Daten zu geschäftlichen, wissenschaftlichen, Steuerungs- oder anderen Zwecken betriebsfähig sind. Das Informationsverarbeitungssystem kann beispielsweise ein PC, ein Netzwerkspeichergerät oder jegliches andere geeignete Gerät sein und kann in Größe, Gestalt, Leistung, Funktionalität und im Preis variieren. Das Informationsverarbeitungssystem kann Arbeitsspeicher (RAM), eine oder mehrere Verarbeitungsressourcen, wie eine zentrale Verarbeitungseinheit (CPU) oder Hardware- oder Softwaresteuerlogik, Nur-Lesespeicher (ROM) und/oder andere Typen von nichtflüchtigem Speicher beinhalten. Zusätzliche Komponenten des Informationsverarbeitungssystems können ein oder mehrere Laufwerke, ein oder mehrere Netzwerkports zur Kommunikation mit externen Geräten sowie verschiedene Eingabe- und Ausgabe-(I/O)-Geräte beinhalten, wie eine Tastatur, eine Maus und eine Videoanzeige. Das Informationsverarbeitungssystem kann auch einen oder mehrere Busse beinhalten, die zum Übertragen von Kommunikationen zwischen den verschiedenen Hardware-Komponenten betriebsfähig sind. Es kann auch eine oder mehrere Schnittstelleneinheiten umfassen, die in der Lage sind, ein oder mehrere Signale an eine Steuerung, einen Aktuator oder ein ähnliches Gerät zu übertragen.
Für die Zwecke dieser Offenbarung können computerlesbare Medien jegliche Instrumentalität oder Zusammenstellung von Instrumentalitäten beinhalten, die Daten und/oder Anweisungen für einen Zeitraum beibehalten können. Computerlesbare Medien können beispielsweise ohne Einschränkung Speichermedien, wie ein Direktzugriffspeichergerät (z.B. ein Festplattenlaufwerk oder Diskettenlaufwerk), ein Speichergerät mit sequentiellem Zugriff (z.B. ein Bandlaufwerk), eine Compactdisk, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, einen elektrisch löschbaren Festwertspeicher (EEPROM) und/oder Flash-Speicher; sowie Kommunikationsmedien, wie Drähte, optische Fasern, Mikrowellen, Hochfrequenzwellen und andere elektromagnetische und/oder optische Träger; und/oder jegliche Kombination der zuvor genannten beinhalten.
Beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung werden hier detailliert beschrieben. Im Interesse der Klarheit sind möglicherweise nicht alle Merkmale der tatsächlichen Implementierung in dieser Patentschrift beschrieben. Es versteht sich natürlich, dass in der Entwicklung von einer beliebigen derartigen tatsächlichen Ausführungsform zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden, um die konkreten Ziele der Implementierung zu erreichen, die von einer Implementierung zur anderen variieren. Zudem versteht es sich, dass eine derartige Entwicklungsanstrengung komplex und zeitraubend sein könnte, für einschlägige Durchschnittsfachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Offenbarung jedoch ein Routineunterfangen wäre.
Zum besseren Verständnis der vorliegenden Offenbarung werden die folgenden Beispiele bestimmter Ausführungsformen gegeben. Die folgenden Beispiele sollten in keinerlei Weise als den Umfang der Offenbarung beschränkend oder definierend angesehen werden. Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung können auf horizontale, vertikale, schräge oder anderweitig nichtlineare Bohrlöcher in einem beliebigen Typ von unterirdischer Formation anwendbar sein. Ausführungsformen können auf Injektionsbohrungen sowie Produktionsbohrungen einschließlich Kohlenwasserstoffbohrungen anwendbar sein. Ausführungsformen können mithilfe eines Werkzeugs implementiert werden, das zum Testen, zur Rückgewinnung und Probenahme entlang Abschnitten der Formation geeignet gemacht wurde. Ausführungsformen können mit Werkzeugen implementiert werden, die beispielsweise durch einen Durchflusskanal in einem Rohrstrang oder unter Verwendung einer Wireline, Slickline, Rohrschlange, eines Untertageroboters/traktors oder dergleichen transportiert werden.
Im hier verwendeten Sinne soll sich der Begriff „koppeln“ oder „koppelt“ auf eine indirekte oder direkte Verbindung beziehen. Wenn also ein erstes Gerät mit einem zweiten Gerät koppelt, kann diese Verbindung über eine direkte Verbindung oder eine indirekte mechanische oder elektrische Verbindung über andere Geräte und Verbindungen erfolgen. Der Begriff „kommunikativ gekoppelt“ soll im hier verwendeten Sinne ebenso eine entweder direkte oder indirekte Kommunikationsverbindung bedeuten. Eine derartige Verbindung kann eine drahtgebundene oder drahtlose Verbindung sein, wie beispielsweise Ethernet oder LAN. Derartige drahtgebundene und drahtlose Verbindungen sind einschlägigen Durchschnittsfachleuten bekannt und werden hier daher nicht näher erörtert. Wenn also ein erstes Gerät kommunikativ mit einem zweiten Gerät koppelt, kann diese Verbindung über eine direkte Verbindung oder eine indirekte Kommunikationsverbindung über andere Geräte und Verbindungen erfolgen.
Moderne Petroleumbohrungen und Produktionsvorgänge verlangen Informationen über Parameter und Bedingungen im Bohrloch. Es gibt mehrere Methoden für die Erfassung von Bohrlochinformationen, einschließlich Vermessen während des Bohrens (Logging While Drilling, „LWD“) und Messen während des Bohrens (Measurement While Drilling, „MWD“) und Wireline. Bei LWD werden Daten typischerweise während des Bohrprozesses gesammelt, wodurch eine Notwendigkeit vermieden wird, die Bohrbaugruppe herauszunehmen, um ein Drahtleitungsvermessungswerkzeug (Wireline Logging Tool) einzuführen. LWD ermöglicht dem Bohrer daher, genaue Echtzeitänderungen oder Korrekturen vorzunehmen, um die Leistung zu optimieren und gleichzeitig die Ausfallzeit zu minimieren. MWD ist der Begriff für die Messung von Bedingungen im Bohrloch bezüglich der Bewegung und Lage der Bohrbaugruppe während die Bohrung fortgesetzt wird. LWD konzentriert sich mehr auf die Formationsparametermessung. Wenngleich Unterscheidungen zwischen MWD und LWD existieren mögen, werden die Begriffe MWD und LWD häufig austauschbar verwendet. Für die Zwecke dieser Offenbarung wird der Begriff LWD mit dem Verständnis verwendet, dass dieser Begriff sowohl die Erfassung von Formationsparametern als auch die Erfassung von Informationen bezüglich der Bewegung und Position der Bohrbaugruppe umschließt.
Die vorliegende Offenbarung stellt Verfahren bereit, umfassend: Generieren eines oder mehrerer akustischer Referenzsignale innerhalb eines Referenzfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Referenzsignale; Bestimmen einer frequenzabhängigen Antwortfunktion mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale basierend; Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale innerhalb eines Probenfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Probensignale; und Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale und der frequenzabhängigen Antwortfunktion basierend.
In bestimmten Ausführungsformen stellt die vorliegende Offenbarung Verfahren bereit, umfassend: Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale mit einem Drehkopfwandler innerhalb eines Probenfluids in einem Bohrloch; Empfangen eines oder mehrerer Reflexionen akustischer Probensignale von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs an dem Drehkopfwandler, wobei jede von der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst; und Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile basierend.
In bestimmten Ausführungsformen stellt die vorliegende Offenbarung Systeme bereit, umfassend: ein Bohrlochwerkzeug; einen mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelten Wandler; und eine Steuerung, die mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt und dazu konfiguriert ist, den Wandler zu veranlassen, ein oder mehrere akustische Probensignale zu generieren; den Wandler zu veranlassen, eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probesignale zu empfangen, wobei jede von der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst; und eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem von den anfänglichen Reflexionsteilen basierend zu bestimmen.
Im hier verwendeten Sinne bezieht sich „Dämpfung“ auf den Energieverlust bei einem Signal, wenn sich eine Welle in einem Medium ausbreitet. In einigen Ausführungsformen kann der Energieverlust auf Absorption und/oder Streuung zurückzuführen sein. Streuung kann durch in dem Medium suspendierte Partikel verursacht werden. In bestimmten Ausführungsformen kann die Dämpfung von Umgebungsfaktoren wie Temperatur und Druck sowie von der strukturellen Aufmachung des Mediums abhängen. In bestimmten Ausführungsformen kann beispielsweise ein Schlamm auf Ölbasis völlig andere Dämpfungseigenschaften aufweisen als ein ähnliches Gewicht eines Schlamms auf Wasserbasis.
Dämpfung kann frequenzabhängig sein, und in bestimmten Situationen werden höhere Frequenzen stärker gedämpft als niedrigere Frequenzen. In bestimmten Ausführungsformen kann, wenn die Dämpfung stark frequenzabhängig ist, eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion genauer sein als ein einzelner Dämpfungswert für alle Frequenzen. Eine solche frequenzabhängige Dämpfungsfunktion kann in Modellen zur Zementevaluierung, Rohrdickenmessungen, akustischer Kalibermesser oder in irgendeinem anderen geeigneten Modell verwendet werden.
1 ist ein Diagramm, das ein System zur Dämpfungsmessung 200 darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Das System 200 umfasst ein Bohrloch 201, das in einem Abschnitt einer unterirdischen Formation 202 angeordnet ist. Das Bohrloch 201 kann ein Fluidmedium 203 beinhalten. In einigen Ausführungsformen kann das Fluidmedium 203 mindestens eines von einem Probenfluid, einem Bohrfluid, Komplettierungsfluid, einem Bohrlochbehandlungsfluid oder irgendein anderes geeignetes Bohrlochfluid sein. In der Darstellung kann ein Bohrlochwerkzeug 204 innerhalb einer Verrohrung 215 angeordnet sein, die in dem Bohrloch 201 durch eine Zementschicht 214 befestigt ist, die im Wesentlichen den Ringraum zwischen der Verrohrung 215 und der unterirdischen Formation 202 ausfüllt. Ein Bohrlochwerkzeug 204, das einen länglichen Werkzeugkörper 212, einen Wandler 205 und ein akustisches Target 206 umfasst, kann innerhalb des Bohrlochs 201 angeordnet sein. Beispielhafte Wandler beinhalten, ohne darauf beschränkt zu sein, piezoelektrische Kristalle, Geophone, elektromagnetische Elemente usw. In einigen Ausführungsformen können der Wandler 205 und das akustische Ziel 206 in oder mit einer „Schlammzelle“ 210 aufgenommen sein, die innerhalb des Bohrlochwerkzeugs 204 positioniert ist. Die Schlammzelle 210 kann Fluideinlässe und -auslässe umfassen, um zu ermöglichen, dass Fluidmedien in die Zelle hinein und aus dieser heraus fließen können. Der Raum zwischen dem Wandler 205 und dem akustischen Ziel 206 kann mit dem Fluidmedium 203 gefüllt sein. In einigen Ausführungsformen kann das Bohrlochwerkzeug 204 auch einen Empfänger, einen Sender und/oder einen anderen Transceiver (nicht gezeigt) umfassen. In einigen Ausführungsformen kann das akustische Target 206 einen Stahlblock umfassen. Wenngleich das akustische Target 206 als ein Block innerhalb der Schlammzelle 210 gezeigt ist, kann das akustische Target 206 auch ein Abschnitt des Bohrlochs 201 sein. In einigen Ausführungsformen kann das akustische Ziel 206 die Verrohrung 215 sein. Der Wandler 205 kann in einer bekannter Abstandsentfernung 207 von dem akustischen Target 206 positioniert. Signale 208 können zwischen dem Transceiver 205 und dem akustischen Target 206 übertragen werden. Nachdem der Wandler 205 die Signale 208 empfangen hat, können diese von einem oder mehreren Steuersystemen (nicht gezeigt) verarbeitet werden, um eine Charakteristik des Bohrlochs 201 oder des Fluidmediums 203, wie die Zementimpedanz oder eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion, zu berechnen oder anderweitig zu bestimmen. Im hier verwendeten Sinne kann ein Steuersystem ein Informationsverarbeitungssystem oder irgendein anderes Gerät umfassen, das mindestens einen Prozessor enthält, der mit einem nicht-transitorischen computerlesbaren Speichergerät kommunikativ gekoppelt ist, das einen Satz Anweisungen enthält, die, wenn sie vom Prozessor ausgeführt werden, diesen veranlassen, bestimmte Aktionen auszuführen. Beispielhafte Prozessoren beinhalten Mikroprozessoren, Mikrocontroller, digitale Signalprozessoren (DSP), anwendungsspezifische integrierte Schaltungen (ASIC), feldprogrammierbare Gate-Arrays (FPGA) oder irgendeine andere digitale oder analoge Schaltung, die dazu konfiguriert ist, Programmanweisungen zu interpretieren und/oder auszuführen und/oder Daten zu verarbeiten.. Das Steuersystem kann innerhalb des Werkzeugs 204, an der Oberfläche der Formation, an einer Zwischenposition oder einer Kombination davon (z.B. unter Verwendung einer Splitverarbeitung) angeordnet sein.
In bestimmten Ausführungsformen umfasst das System zur Dämpfungsmessung 200 einen Drehkopfwandler 209, der einen Drehkopf umfasst, mit dem ein Wandler gekoppelt ist. In bestimmten Ausführungsformen kann das Bohrlochwerkzeug 204 sowohl einen Drehkopfwandler 209 als auch einen Wandler 205 innerhalb einer Schlammzelle 210 umfassen. In einigen Ausführungsformen kann das System zur Dämpfungsmessung 200 nur eines von dem Drehkopfwandler 209 oder dem Wandler 205 umfassen In der Darstellung ist der Drehkopfwandler 209 an einem distalen Ende des länglichen Werkzeugkörpers 212 positioniert. In weiteren Ausführungsformen kann der Drehkopfwandler 209 an einem oder mehreren Zwischenabschnitten des länglichen Werkzeugkörpers 212 positioniert sein, wodurch eine größere Flexibilität in Bezug auf die Werkzeuggestaltung bereitgestellt werden kann. In der Darstellung ist der Durchmesser des Drehkopfwandlers 209 der gleiche wie der Durchmesser des länglichen Werkzeugkörpers 212, es sind jedoch auch andere Konfigurationen im Umfang der vorliegenden Offenbarung möglich.
Der Drehkopfwandler 209 kann durch einen (nicht gezeigten) Elektromotor oder einen anderen geeigneten Antriebsmechanismus angetrieben werden, der für die gesteuerte Drehbewegung des Drehkopfwandlers 209 in Bezug auf das Werkzeug 204 sorgt. In der Darstellung kann der Drehkopfwandler 209 durch eine Welle 213, die den Drehkopfwandler 209 mit einem Antriebsmechanismus innerhalb des länglichen Werkzeugkörpers 212 verbindet, angetrieben werden. Die Energie für den Antriebsmechanismus und andere Elemente innerhalb des Werkzeugs 204 kann zum Beispiel durch die Aufhängemittel oder durch eine oder mehrere Energiequellen, z.B. Batterien, Kondensatoren, Generatoren, innerhalb des Werkzeugs 204 bereitgestellt werden.
In einigen Ausführungsformen kann der Drehkopfwandler 209 in dem Bohrloch 201 positioniert sein, und ein akustisches Target kann ein Abschnitt des Bohrlochs 201 sein. In einigen Ausführungsformen sendet der Drehkopfwandler 209 eine Vielzahl von Signalen 211 oder „Shots“, wenn er sich im Bohrloch 201 dreht. Die Signale 211 sind in Bezug auf die Frequenz nicht begrenzt und können Ultraschallimpulse sein, müssen dies aber nicht. Die Signale 211 können mit einem Abschnitt des Bohrlochs 201, wie etwa mit der Verrohrung 215, der Zementschicht 214 und der Grenzfläche zwischen der Verrohrung 215 und der Zementschicht 214 in Berührung kommen, daran reflektiert werden und/oder ein Nachhallen bewirken. Diese Reflexionen und Nachhallungen können ein Echosignal 211 umfassen, das von dem Wandler 209 empfangen wird. Obwohl nicht gezeigt, kann anstelle eines Drehkopfwandlers 209 das gesamte Werkzeug 204 oder ein Teil davon, das einen Wandler aufweist, gedreht werden, um eine ähnliche Abtastung zu erreichen. In bestimmten Ausführungsformen kann der Wandler auf einem Abschnitt eines Bohrlochwerkzeugs angeordnet sein, der sich dreht, z.B. als Teil einer Bohrgarnitur (Bottom Hole Assembly, BHA), die an einem Bohrstrang angeordnet ist.
Nachdem das Echosignal 211 empfangen worden ist, kann der Drehkopfwandler 209 in eine zweite Ausrichtung innerhalb des Bohrlochs 201 gedreht werden. Ein weiterer Impuls kann dann von dem Drehkopfwandler 209 übertragen werden, und ein entsprechendes Echosignal kann empfangen werden. Der Drehkopfwandler 209 kann dann in eine dritte Ausrichtung innerhalb des Bohrlochs 201 gedreht werden, und ein weiterer Impuls kann dann von dem Drehkopfwandler 209 übertragen werden, und ein entsprechendes Echosignal kann empfangen werden. Die erste, die zweite und die dritte Ausrichtung können in gleichen Drehintervallen in Bezug auf das Werkzeug 204 sein, müssen dies jedoch nicht. Zum Beispiel kann die Winkeldifferenz zwischen den Ausrichtungen in Echtzeit in Abhängigkeit von den empfangenen Signalen und der Granularität der resultierenden Messungen modifiziert werden, wobei kleinere Drehintervallen einer höheren Granularität entsprechen. In bestimmten Ausführungsformen kann dieser Prozess fortgesetzt werden, bis der Drehkopfwandler 209 eine Drehung absolviert hat, wobei an diesem Punkt das Werkzeug 204 in einer anderen Tiefe positioniert werden kann. Die Gruppe von Messungen, die in einer bestimmten Tiefe aufgenommen wurden, kann als „Abtastung“ bezeichnet werden. Die Anzahl an Messungen, die für eine vollständige Abtastung durchgeführt werden müssen, kann zum Beispiel von der Granularität, die für die kombinierten Messungen erforderlich ist, sowie von Bohrlochbedingungen abhängen.
In einigen Ausführungsformen kann der Wandler akustische Signale 211 generieren, einschließlich, ohne darauf beschränkt zu sein, Impulse reiner Töne unterschiedlicher oder gleicher Frequenz, Breitbandimpulse, abgestimmte Impulse oder irgendeine Kombination davon.
In bestimmten Ausführungsformen kann eine Steuerung mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt sein. Die Steuerung kann eine Steuereinheit umfassen, die innerhalb des Bohrlochwerkzeugs, an der Oberfläche oder einer Kombination der beiden angeordnet ist. Die Steuerung kann dazu konfiguriert sein, den Wandler zu veranlassen, ein oder mehrere Signale zu generieren und/oder eine oder mehrere akustische Reflexionen zu empfangen.
2 ist ein Ablaufdiagramm, das ein Verfahren zum Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfung darstellt, gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung darstellt. In bestimmten Ausführungsformen kann das Verfahren 300 in situ unter Verwendung einer Schlammzelle oder eines sich drehenden Transceivers durchgeführt werden, wobei Reflexionen an einem Abschnitt eines Bohrlochs (z.B. dem Bohrloch 201) erfolgen. In einigen Ausführungsformen können eine Schlammzelle und ein sich drehender Transceiver verwendet werden, um gleichzeitig Fluideigenschaften (z.B. Schallgeschwindigkeit) bzw. eine frequenzabhängige Dämpfung zu messen. In einigen Ausführungsformen kann das Verfahren 300 ex situ durchgeführt werden. Bei Schritt 310 werden ein oder mehrere akustische Referenzsignale innerhalb eines Referenzfluids generiert. Das eine oder die mehreren akustischen Referenzsignale können durch einen Sender oder Transceiver, wie etwa den Wandler 205 oder den Drehkopfwandler 209, gezeigt in 1, generiert werden. Das eine oder die mehreren akustischen Referenzsignale können eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne, einen abgestimmten Impuls, einen Breitbandimpuls und eine beliebige Kombination davon beinhalten, ohne darauf beschränkt zu sein. In einigen Ausführungsformen kann ein abgestimmter Impuls vier bis fünf verschiedene Zyklen umfassen, die durch eine Mittenfrequenz und eine Bandbreite beschrieben sind. In einigen Ausführungsformen kann das Referenzfluid ein beliebiges ausgewähltes Fluid sein, während in anderen Ausführungsformen das Referenzfluid ein Fluid mit einer bekannten Dämpfungsantwort ist. In mindestens einer Ausführungsform kann das Referenzfluid Wasser sein.
Bei Schritt 320 werden eine oder mehrere Reflexionen akustischer Referenzsignale empfangen und aufgezeichnet, und die Amplitude jeder Signalreflexion wird für jede Frequenz berechnet. In einigen Ausführungsformen werden die eine oder die mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale nach einer Reflexion an einem akustischen Target empfangen. Jede der einen oder der mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale kann einen anfänglichen Reflexionsteil und einen Resonanzteil beinhalten. Ein anfänglicher Reflexionsteil kann der Teil des Signals sein, der an der Bohrfluid-Verrohrungs-Grenzgläche reflektiert wird. In einigen Ausführungsformen kann das akustische Target ein Stahlblock oder ein Abschnitt eines Bohrlochs (z.B. Verrohrung, Zement usw.) sein. Die Reflexion jedes generierten Signaltyps (z.B. reine Töne unterschiedlicher Frequenzen, ein abgestimmter Impuls, ein Breitbandimpuls) kann unterschiedlich verarbeitet werden. In bestimmten Ausführungsformen kann eine Signalverarbeitung durch ein Informationsverarbeitungssystem in situ oder an der Oberfläche durchgeführt werden.
Bei Schritt 330 wird eine frequenzabhängige Antwortfunktion für den Wandler (oder einen anderen Sender) konstruiert. In einigen Ausführungsformen basiert die frequenzabhängige Antwortfunktion mindestens teilweise auf den bekannten Eigenschaften des Referenzfluids und/oder der einen oder den mehreren empfangenen Reflexionen akustischer Signale. In einigen Ausführungsformen kann die frequenzabhängige Antwortfunktion auf einer Antwort eines Referenzsignals basieren, das sich in einem Referenzfluid (z.B. Wasser) ausbreitet.
Bei Schritt 340 werden ein oder mehrere akustische Probensignale innerhalb eines Probenfluids generiert. In bestimmten Ausführungsformen können das eine oder die mehreren akustischen Probensignale durch einen Sender oder Transceiver, wie den Wandler 205 oder den Drehkopfwandler 209, in 1 gezeigt, generiert werden. Das eine oder die mehreren akustischen Probensignale können eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne, einen abgestimmten Puls, einen Breitbandimpuls und eine beliebige Kombination davon beinhalten, ohne darauf beschränkt zu sein. In einigen Ausführungsformen kann ein abgestimmter Impuls vier bis fünf verschiedene Zyklen umfassen, die durch eine Mittenfrequenz und eine Bandbreite beschrieben sind. Das eine oder die mehreren generierten akustischen Probensignale können gleich oder verschieden von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen sein, die innerhalb des Referenzfluids generiert werden. Das Probenfluid kann mindestens eines von einem Bohrfluid (z.B. ein Schlamm auf Ölbasis), einem Bohrlochbehandlungsfluid, einem anderen Bohrlochfluid oder einem anderen Fluid sein. Bei Schritt 350 werden eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probensignale empfangen und aufgezeichnet, und die Amplitude bei jeder Frequenz berechnet. Jede der einen oder der mehreren Reflexionen akustischer Probensignale kann einen anfänglichen Reflexionsteil und einen Resonanzteil beinhalten. Ein anfänglicher Reflexionsteil kann der Teil des Signals sein, der von der Bohrfluid-Verrohrungs-Grenzfläche reflektiert wird. In einigen Ausführungsformen werden die eine oder die mehreren Reflexionen akustischer Probensignale nach Reflexion an einem akustischen Target empfangen. In bestimmten Ausführungsformen kann das akustische Target einen Stahlblock innerhalb einer Schlammzelle eines Bohrlochwerkzeugs umfassen. In einigen Ausführungsformen kann das akustische Target einen Abschnitt eines Bohrlochs umfassen und ohne Einschränkung Verrohrung, Zementschicht, Zementschicht-Verrohrung-Bindung, Bohrfluid-Verrohrung-Bindung oder irgendeine Kombination davon beinhalten.
Bei Schritt 360 wird die frequenzabhängige Antwortfunktion für den Wandler aus der einen oder den mehreren akustischen Probenreflexionen, die in Schritt 350 aufgezeichnet wurden, herausdividiert. In Schritt 370 wird die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids bestimmt. In bestimmten Ausführungsformen wird die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren akustischen Probenreflexionen und der frequenzabhängigen Antwortfunktion des Wandlers basierend bestimmt. In bestimmten Ausführungsformen wird die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile der einen oder der mehreren Reflexionen akustischer Probensignale basierend bestimmt. In einigen Ausführungsformen kann eine Steuerung, die mit einem Wandler kommunikativ gekoppelt ist, dazu konfiguriert sein, die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile basierend zu bestimmen. In bestimmten Ausführungsformen kann die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids durch Herausdividieren der frequenzabhängigen Antwortfunktion aus der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale bestimmt werden. In einigen Ausführungsformen kann die frequenzabhängige Dämpfungsfunktion durch Gleichung (1) beschrieben werden: Verlust an dB/Zoll = α₁f + α₀ (1) wobei f Frequenz, α₁ die Steigung und α₀ der Achsenabschnitt ist. In bestimmten Ausführungsformen kann die frequenzabhängige Antwortfunktion durch Anpassen von Dämpfungsantwortdaten (z.B. die eine oder die mehreren akustischen Probenreflexionen) an ein Modell bestimmt werden. In bestimmten Ausführungsformen, kann das Modell ein lineares Modell, wie etwa Gleichung (1), sein. In einigen Ausführungsformen kann eine Steuerung, die mit einem Wandler kommunikativ gekoppelt ist, dazu konfiguriert sein, eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale und der frequenzabhängigen Antwortfunktion basierend zu bestimmen.
Eine oder mehrere der oben beschriebenen Vorrichtungen, Systeme und/oder Verfahren kann/können in ein/mit einem Wireline-Werkzeug/in einer/mit einer Wireline-Sonde für einen Wireline-Logging-Vorgang oder in/mit einem oder mehreren LWD/MWD-Werkzeugen für Bohrvorgänge aufgenommen werden. 3 ist ein Diagramm, das ein unterirdisches Bohrsystem 80 zeigt, das mindestens ein akustisches LWD/MWD-Werkzeug 26 enthält, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung. Das Bohrsystem 80 umfasst eine Bohrplattform 2, die an der Oberfläche 82 positioniert ist. In der Darstellung umfasst die Oberfläche 82 die Oberseite einer Formation 84, die eine oder mehrere Gesteinsschichten 18a–c enthält, und die Bohrplattform 2 kann in Kontakt mit der Oberfläche 82 sein. In weiteren Ausführungsformen, wie bei einem Offshore-Bohrvorgang, kann die Oberfläche 82 von der Bohrplattform 2 durch ein Wasservolumen getrennt sein.
Das Bohrsystem 80 umfasst einen von der Bohrplattform 2 getragenen Bohrturm 4 mit einem Bewegungsblock 6 zum Anheben und Absenken eines Bohrstranges 8. Ein Kelly 10 kann den Bohrstrang 8 tragen, wenn er durch einen Drehtisch 12 abgesenkt wird. Ein Meißel 14 kann mit dem Bohrstrang 8 gekoppelt sein und durch einen Bohrlochmotor und/oder eine Drehung des Bohrstrangs 8 durch den Drehtisch 12 angetrieben werden. Wenn sich der Meißel 14 dreht, generiert er eine Bohrung 16, die durch eine oder mehrere Gesteinsschichten 18a–c läuft. Eine Pumpe 20 kann Bohrfluid durch ein Zufuhrrohr 22 zu dem Kelly 10, durch das Innere des Bohrstrangs 8 das Bohrloch hinunter, durch Öffnungen im Meißel 14, über den Ringraum um den Bohrstrang 8 zurück zur Oberfläche und in eine Aufnahmegrube 24 zirkulieren. Das Bohrfluid transportiert Bohrklein von der Bohrung 16 in die Grube 24 und unterstützt die Aufrechterhaltung der Integrität oder der Bohrung 16.
Das Bohrsystem 80 kann eine Bohrgarnitur (BHA) umfassen, die nahe dem Meißel 14 mit dem Bohrstrang 8 verbunden ist. Die BHA kann verschiedene Bohrlochmesswerkzeuge und Sensoren und LWD- und MWD-Elemente einschließlich des akustischen Werkzeugs 26 umfassen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Werkzeug 26 eine akustische Impulsanregung und eine Echo-/Reflexionsempfangsfunktionalität umfassen, die nachfolgend detailliert beschrieben wird. Wenn der Meißel das Bohrloch 16 durch die Formationen 18a–c erweitert, kann das Werkzeug 26 Messungen bezüglich der Bohrung 16 und der Formation 84 erfassen. In bestimmten Ausführungsformen können die Ausrichtung und die Position des akustischen Werkzeugs 26 unter Verwendung von beispielsweise einem azimutalen Ausrichtungsanzeiger verfolgt werden, der Magnetometer, Neigungsmesser und/oder Beschleunigungsmesser beinhalten kann, obwohl in einigen Ausführungsformen andere Sensortypen, wie etwa Gyroskope, verwendet werden können.
In bestimmten Ausführungsformen können Signale, die von dem akustischen Werkzeug 26 empfangen werden, an einen oder mehrere Prozessoren oder Informationsverarbeitungssysteme (nicht gezeigt) übertragen werden, die mit dem Werkzeug 26 assooziiert sind, wo sie beispielsweise verarbeitet werden können, um die physikalischen Charakteristiken des Bohrlochs 16 zu bestimmen. Der eine oder die mehreren Prozessoren, die mit dem Werkzeug 26 assoziiert sind, könnten beispielsweise vollständig innerhalb des Werkzeugs 26 sein, sich an der Oberfläche befinden, oder es könnte eine Kombination der beiden vorliegen (z.B. ein Teil der Verarbeitung erfolgt im Bohrloch und ein Teil wird an der Oberfläche durchgeführt).
Die Werkzeuge und Sensoren der BHA, die das Werkzeug 26 beinhaltet, können mit einem Telemetrieelement 28 kommunikativ gekoppelt sein. Das Telemetrieelement 28 kann Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 zu einem Oberflächenempfänger 30 übertragen und/oder Befehle von dem Oberflächenempfänger 30 empfangen. Das Telemetrieelement 28 kann ein Schlammimpulstelemetriesystem und ein akustisches Telemetriesystem, ein drahtgebundenes Kommunikationssystem, ein drahtloses Kommunikationssystem oder irgendeine andere Art von Kommunikationssystem umfassen, das einem einschlägigen Fachmann angesichts dieser Offenbarung offensichtlich sein würde. In bestimmten Ausführungsformen können einige oder alle der an dem Werkzeug 26 gemachten Messungen auch innerhalb des Werkzeugs 26 oder des Telemetrieelements 28 für einen späteren Abruf an der Oberfläche 82 gespeichert werden.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Bohrsystem 80 eine Oberflächensteuereinheit 32 umfassen, die an der Oberfläche 82 positioniert ist. Die Oberflächensteuereinheit 32 kann ein Informationsverarbeitungssystem umfassen, das mit dem Oberflächenempfänger 30 kommunikativ gekoppelt ist und kann Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 empfangen und/oder Befehle an das akustische Werkzeug 26 durch den Oberflächenempfänger 30 übertragen. Die Oberflächensteuereinheit 32 kann auch Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 empfangen, wenn das akustische Werkzeug 26 an die Oberfläche 82 zurückgeholt wird. Wie oben beschrieben, kann die Oberflächensteuereinheit 32 einige oder alle der Messungen von dem akustischen Werkzeug 26 verarbeiten, um bestimmte Parameter von Bohrlochelementen, einschließlich der Bohrung 16 und der Formation 84, zu bestimmen.
Zu verschiedenen Zeitpunkten während des Bohrprozesses kann der Bohrstrang 8 aus dem Bohrloch 16 herausgeholt werden. Sobald der Bohrstrang 8 herausgeholt worden ist, können Messungs-/Vermessungsvorgänge unter Verwendung eines Wireline-Werkzeugs 116 durchgeführt werden, wie in 4 gezeigt. Das Wireline-Werkzeug 116 kann ein akustisches Werkzeug ähnlich dem oben beschriebenen akustischen Werkzeug 26 umfassen. Obwohl 4 eine Ausführungsform eines geschlossenen Lochs darstellt, können Messungs-/Vermessungsvorgänge mit dem Wireline-Werkzeug 116 auch in einem offenen Loch durchgeführt werden.
Bei Erweiterung des Bohrlochs 16 können ein oder mehrere Rohre oder Verrohrung in das Bohrloch 110 eingeführt und dort befestigt werden. In der Darstellung ist eine einzelne Verrohrung 112 innerhalb des Bohrlochs 110 über eine Zementschicht 114 befestigt, die im Wesentlichen den Ringraum zwischen der Verrohrung 112 und dem Bohrloch 110 füllt. Die Verrohrung 112 kann ein Metallrohr mit einer vorbestimmten Länge und einem vorbestimmten Durchmesser umfassen, das speziell für eine bestimmte Tiefe in der Formation 106 ausgewählt ist. Obwohl in 4 nur eine Verrohrung 112 gezeigt ist, können mehrere Verrohrungen verwendet werden, einschließlich in einer teleskopischen Ausrichtung, wobei Verrohrungen mit zunehmend kleineren Durchmessern verwendet werden, wenn sich das Bohrloch 110 weiter in die Formation 106 erstreckt. Die Verrohrung 112 kann verhindern, dass das Bohrloch 110 in sich zusammenfällt, dass empfindliche Formationsschichten einer Einwirkung von Bohrlochfluiden ausgesetzt werden und dass unerwünschte Formationsfluide in das Bohrloch 110 gelangen.
Ein Bohrlochwerkzeug 116 kann innerhalb des Bohrlochs 110 und der Verrohrung 112 angeordnet sein und einen oder mehrere Sender 150, Empfänger 151 und/oder Transceiver 152 beinhalten, um Messungs-/Vermessungsvorgänge durchzuführen. In einigen Ausführungsformen kann das Bohrlochwerkzeug 116 eine Schlammzelle 153 umfassen, in die Bohrfluid fließen und gemessen und/oder analysiert werden kann. In der Darstellung umfasst das Bohrlochwerkzeug 116 ein Wireline-Werkzeug 116, das in dem Bohrloch 110 und der Verrohrung 112 über ein Kabel 118 und einen Haken 120 aufgehängt ist. Das Kabel 118 kann Wireline, Slickline, eine Rohrschlange usw. umfassen. Das Bohrlochwerkzeug 116 kann mit einer Vermessungseinrichtung 122 durch das Kabel 118 kommunikativgekoppelt sein. Die Vermessungseinrichtung 122 (als LKW gezeigt, obwohl es sich um irgendeine andere Struktur handeln kann) kann Messungen von dem Bohrlochwerkzeug 116 erfassen und kann Recheneinrichtungen (einschließlich z.B. eines Informationsverarbeitungssystems) zum Steuern, Verarbeiten, Speichern und/oder Visualisieren der von dem Bohrlochwerkzeug 116 gesammelten und über das Kabel 118 an die Recheneinrichtungen kommunizierten Messungen. Steuern des Betriebs des Bohrlochwerkzeugs 116 kann Senden von Steuersignalen umfassen, die das Bohrlochwerkzeug 116 veranlassen, Messungen durchzuführen. Wenngleich die Recheneinrichtungen oben in Bezug auf die Vermessungseinrichtung 122 beschrieben sind, können freistehende Recheneinrichtungen und/oder Informationsverarbeitungssysteme verwendet werden, um die von dem Bohrlochwerkzeug 116 erfassten Messungen zu steuern, zu verarbeiten, zu speichern und/oder zu visualisieren.
Gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung kann das Bohrlochwerkzeug 116 verwendet werden, um das Bohrloch 110 und insbesondere die Zementschicht 114 zwischen der Verrohrung 112 und der Bohrlochwand 110 zu evaluieren. Die Zementschicht 114 kann die Verrohrung 112 innerhalb des Bohrlochs 110 befestigen, indem eine Bindung mit der Verrohrung und eine Bindung mit der Formation an der Wand des Bohrlochs 110 ausgebildet werden. In einigen Ausführungsformen kann das Bohrlochwerkzeug 116 verwendet werden, um die frequenzabhängige Dämpfung eines Fluids in dem Bohrloch 110 zu messen In einigen Ausführungsformen kann eine frequenzabhängige Dämpfung unter Verwendung einer Schlammzelle 153 bestimmt werden.
In bestimmten Ausführungsformen können Signale, die von dem Transceiver 152 empfangen werden, an einen oder mehrere Prozessoren oder Informationsverarbeitungssysteme (nicht gezeigt) übertragen werden, die mit dem Werkzeug 116 assoziiert sind, wo sie beispielsweise verarbeitet werden können, um physikalische Charakteristiken (z.B. Impedanz, Dicke, Langsamkeit, Reflexion) der Verrohrung 112 und der Zementschicht 114 zu bestimmen. Der eine oder die mehreren Prozessoren, die mit dem Werkzeug 116 assoziiert sind, könnten beispielsweise vollständig innerhalb des Werkzeugs 116 sein, sich an der Oberfläche befinden, oder es könnte eine Kombination der beiden vorliegen (z.B. ein Teil der Verarbeitung erfolgt im Bohrloch und ein Teil wird an der Oberfläche durchgeführt).
BEISPIELE
Die folgenden Beispiele wurden unter Ex-situ-Bedingungen unter Verwendung eines Drehkopfwandlers und Schlämmen auf Ölbasis durchgeführt.
BEISPIEL 1
In diesem Beispiel wurden Bursts reiner Töne mit unterschiedlichen Frequenzen innerhalb eines 10,1 ppg Schlamms auf Ölbasis bei verschiedenen bekannten Abstandsentfernungen generiert. 5 ist ein Satz grafischer Darstellungen, die Wellenformen in der Zeitdomäne der empfangenen Signale für jeden Ton und die resultierende Dämpfungsantwortfunktion für den 10,1 ppg Schlamm auf Ölbasis darstellen. Die resultierenden Dämpfungsantwortdaten wurden an ein lineares Modell angepasst, um eine frequenzabhängige Dämpfungsantwortfunktion zu bestimmen. Die Dämpfungsantwortfunktion für dieses Beispiel wird durch Gleichung (2) dargestellt: dB-Verlust/Zoll = 0,0571f – 0,02 (2) wobei f die Frequenz in kHz ist.
BEISPIEL 2
In diesem Beispiel wurden abgestimmte Impulse innerhalb eines 13,4 ppg Schlamms auf Ölbasis generiert. Die 6A–C sind grafische Darstellungen, die Wellenformen für die abgestimmten akustischen Impulssignale und die entsprechende Schlammdämpfungsantwortfunktion darstellen. 6A ist eine grafische Darstellung der akustischen Signale, die bei verschiedenen bekannten Abstandsentfernungen empfangen wurden. 6B ist eine grafische Darstellung, bei der für verschiedene bekannte Abstandsentfernungen Dämpfung mit Frequenz in Beziehung gesetzt wird. 6C ist eine grafische Darstellung der resultierenden linearen frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion, die unter Verwendung der Daten der 6A und 6B modelliert wurde. In diesem Beispiel wird die berechnete Dämpfungsfunktion durch Gleichung (3) wiedergegeben: dB-Verlust/Zoll = 0,027f + 2,67 (3)
Ein beispielhaftes Verfahren kann Generieren eines oder mehrerer akustischer Referenzsignale innerhalb eines Referenzfluids beinhalten. Eine oder mehrere Reflexionen akustischer Referenzsignale können empfangen werden. Eine frequenzabhängige Antwortfunktion kann mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale bestimmt werden. Ein oder mehrere akustische Probensignale können innerhalb eines Probenfluids generiert werden. Es können eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probensignale empfangen werden. Eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids kann mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale und der frequenzabhängigen Antwortfunktion basierend bestimmt werden.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in dem vorhergehenden Absatz beschrieben sind, umfasst mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einem oder den mehreren akustischen Probensignalen eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwei Absätzen beschrieben sind, umfasst mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einen oder den mehreren akustischen Probensignalen einen abgestimmten Impuls.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden drei Absätzen beschrieben sind, umfasst mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einen oder der mehreren akustischen Probensignale einen Breitbandimpuls.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden vier Absätzen beschrieben sind, umfasst Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids Herausdividieren der frequenzabhängigen Antwortfunktion aus der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignalen. In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden fünf Absätzen beschrieben sind, umfasst Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion Anpassen von Dämpfungsantwortdaten an ein Modell.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden sechs Absätzen beschrieben sind, legen das eine oder die mehreren akustischen Referenzsignale eine bekannte Abstandsentfernung zurück.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden sieben Absätzen beschrieben sind, werden das eine oder die mehreren akustischen Probensignale durch ein Bohrlochwerkzeug generiert, das in einem Bohrloch angeordnet ist, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Wandler umfasst.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden acht Absätzen beschrieben sind, umfasst das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf, mit dem der Wandler gekoppelt ist.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden neun Absätzen beschrieben sind, umfasst das Bohrlochwerkzeug eine Schlammzelle.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zehn Absätzen beschrieben sind, werden das eine oder die mehreren akustischen Probensignale an einem akustischen Target innerhalb der Schlammzelle reflektiert.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden elf Absätzen beschrieben sind, werden das eine oder die mehreren akustischen Probensignale an einem Abschnitt des Bohrlochs reflektiert.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwölf Absätzen beschrieben sind, ist das Probenfluid ein Bohrlochbehandlungsfluid.
Ein beispielhaftes Verfahren kann Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale mit einem Drehkopfwandler innerhalb eines Probenfluids in einem Bohrloch beinhalten. Eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probensignale können an dem Drehkopfwandler von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs empfangen werden, wobei jede von der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst. Eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids kann mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile basierend bestimmt werden. Bei einer oder mehreren Ausführungsformen, die in dem vorhergehenden Absatz beschrieben sind, umfassen die einen oder die mehreren akustischen Probensignale eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwei Absätzen beschrieben sind, umfassen das eine oder die mehreren akustischen Probensignale einen abgestimmten Impuls.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden drei Absätzen beschrieben sind, umfassen ein oder mehrere akustische Probensignale einen Breitbandimpuls.
Ein beispielhaftes System kann ein Bohrlochwerkzeug beinhalten. Ein Wandler kann mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelt sein. Eine Steuerung kann mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt und dazu konfiguriert sein, den Wandler zu veranlassen, ein oder mehrere akustische Probensignale zu generieren; den Wandler zu veranlassen, eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probensignale zu empfangen, wobei jede der einen oder der mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst; und eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile basierend zu bestimmen.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in dem vorhergehenden Absatz beschrieben sind, umfasst das Bohrlochwerkzeug einen Drehabschnitt, mit dem der Wandler gekoppelt ist.
In einer oder mehreren Ausführungsformen, die in den vorhergehenden zwei Absätzen beschrieben sind, umfassen das eine oder die mehreren akustischen Probensignale eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne.
Daher eignet sich die vorliegende Offenbarung gut, um die genannten sowie darin inhärenten Ziele und Vorteile zu erreichen. Die jeweiligen vorstehend offenbarten Ausführungsformen sind nur veranschaulichend, und die vorliegende Offenbarung kann in unterschiedlicher, aber äquivalenter Weise abgewandelt und ausgeübt werden, wie es für einschlägige Fachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Lehren auf der Hand liegen wird. Hinsichtlich der Einzelheiten der hier gezeigten Konstruktion oder Auslegung sind keine anderen Einschränkungen als die in den nachfolgenden Ansprüchen beschriebenen vorgesehen. Es ist daher offensichtlich, dass die bestimmten, vorstehend offenbarten, veranschaulichenden Ausführungsformen verändert oder modifiziert werden können und dass all diese Abwandlungen als innerhalb des Umfangs und Geistes der vorliegenden Offenbarung liegend angesehen werden. Außerdem tragen die Begriffe in den Ansprüchen ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, soweit nicht durch die Patentinhaberin ausdrücklich und deutlich anders definiert. Die unbestimmten Artikel „ein“, „eine“, „einer“, „eines“, „einem“ in den Ansprüchen sind dabei derart definiert, dass sie ein oder mehr als eines der Elemente bezeichnen, denen sie vorangestellt sind.

Claims

Verfahren, umfassend Generieren eines oder mehrerer akustischer Referenzsignale innerhalb eines Referenzfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Referenzsignale; Bestimmen einer frequenzabhängigen Antwortfunktion mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Referenzsignale basierend; Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale innerhalb eines Probenfluids; Empfangen einer oder mehrerer Reflexionen akustischer Probensignale; und Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale und der frequenzabhängigen Antwortfunktion basierend.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einen oder den mehreren akustischen Probensignalen eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einen oder den mehreren akustischen Probensignalen einen abgestimmten Impuls umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei mindestens eines von dem einen oder den mehreren akustischen Referenzsignalen und dem einen oder den mehreren akustischen Probensignalen einen Breitbandimpuls umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids Herausdividieren der frequenzabhängigen Antwortfunktion aus der einen oder den mehreren akustischen Probenreflexionen umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion Anpassen von Dämpfungsantwortdaten an ein Modell umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das eine oder die mehreren akustischen Referenzsignale eine bekannte Abstandsentfernung zurücklegen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale durch ein in einem Bohrloch angeordnetes Bohrlochwerkzeug generiert werden, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Wandler umfasst.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Drehkopf umfasst, mit dem der Wandler gekoppelt ist.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Bohrlochwerkzeug eine Schlammzelle umfasst.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale an einem akustischen Target innerhalb der Schlammzelle reflektiert werden.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale an einem Abschnitt des Bohrlochs reflektiert werden.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Probenfluid ein Bohrlochbehandlungsfluid ist.
Verfahren, umfassend: Generieren eines oder mehrerer akustischer Probensignale mit einem Drehkopfwandler innerhalb eines Probenfluids in einem Bohrloch; Empfangen eines oder mehrerer Reflexionen akustischer Probensignale von mindestens einem Abschnitt des Bohrlochs an dem Drehkopfwandler, wobei jede von der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst; und Bestimmen einer frequenzabhängigen Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem der anfänglichen Reflexionsteile basierend.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne umfassen.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale einen abgestimmten Impuls umfassen.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale einen Breitbandimpuls umfassen.
System, umfassend: ein Bohrlochwerkzeug; einen mit dem Bohrlochwerkzeug gekoppelten Wandler; und eine Steuerung, die mit dem Wandler kommunikativ gekoppelt und dazu konfiguriert ist, den Wandler zu veranlassen, ein oder mehrere akustische Probensignale zu generieren; den Wandler zu veranlassen, eine oder mehrere Reflexionen akustischer Probesignale zu empfangen, wobei jede von der einen oder den mehreren Reflexionen akustischer Probensignale einen anfänglichen Reflexionsteil umfasst; und eine frequenzabhängige Dämpfungsfunktion des Probenfluids mindestens teilweise auf mindestens einem von den anfänglichen Reflexionsteilen basierend zu bestimmen.
System nach Anspruch 18, wobei das Bohrlochwerkzeug einen Drehabschnitt umfasst, mit dem der Wandler gekoppelt ist.
System nach Anspruch 18, wobei das eine oder die mehreren akustischen Probensignale eine Vielzahl von Impulsen reiner Töne umfassen.