NO336704B1

NO336704B1 - fremgangsmåte og apparat for måling av borehull-eller formasjonsparametere, fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en fôringsrørstreng.

Info

Publication number: NO336704B1
Application number: NO20044202A
Authority: NO
Inventors: Iii Francis Xavier Bostick; David G Hosie; Michael Brian Grayson; R K Bansal
Original assignee: Weatherford Lamb
Priority date: 2003-10-01
Filing date: 2004-10-01
Publication date: 2015-10-26
Also published as: GB0719025D0; GB2406594B; NO20044202L; CA2483527A1; GB2441901B; GB2406594A; GB0421899D0; CA2483527C; GB2441901A

Description

KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE SØKNADER

Denne applikasjonen er en delvis fortsettelse av en patentanmeldt US patentsøknad med seriellnummer 10/288,229, registrert 5.november 2002, som er innlemmet heri for referanse i sin helhet.

Denne søknaden er relatert til en patentanmeldt US patentsøknad med seriellnummer 10/676,376 som har juridisk sammenfatningsnummer WEAT/0438, registrert på samme dag som den gjeldende søknaden, med tittelen "Permanent brønnutplassering av optiske sensorer" som er innlemmet heri for referanse i sin helhet.

BAKGRUNNSOPPLYSNINGER FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens bruksområde

Den gjeldende oppfinnelsen er generelt relatert til metoder og apparater for bruk i olje og gassbrønner. Mer spesielt er oppfinnelsen relatert til bruk av instrumentering for å overvåke brønnhullforhold innen borehull. Enda mer spesielt er oppfinnelsen relatert til metoder og apparater for kontroll av bruken av ventiler og andre automatiske brønnhullsverktøy ved hjelp av instrumentering som i tillegg kan brukes som et relé til overflaten. Mer spesielt er oppfinnelsen relatert til bruken av utplasseringsventiler i borehull for å kunne midlertidig isolere en øvre del av borehullet fra en nedre del derav.

Beskrivelse av den gjeldende oppfinnelsen

Olje- og gassbrønner begynner vanligvis med boring av et borehull i jorden til en forhåndsbestemt dybde nærliggende en hydrokarbonbærende formasjon. Etter at borehullet er boret til en bestemt dybde, blir stålrør eller foringsrør vanligvis tilføyd i borehullet for å danne et borehull og et ringformet område mellom røret og jorden er fylt med sement. Røret styrker borehullet og sementen hjelper til med å isolere områder av borehullet under hydrokarbonproduksjon.

Historisk sett er brønner blitt boret i en "overbalansert" tilstand hvori borehullet er fylt med væske eller slam for å forhindre tilstrømmingen av hydrokarboner til brønnen er fullført. Den overbalanserte tilstanden forhindrer ukontrollert utblåsning og holder brønnen under kontroll. Mens boring med tung væske gir en sikker måte å operere på, finnes det ulemper, slik som utgiftene til slam og skadene på formasjonene dersom søylen med slam blir så tung at slammet kommer inn i formasjonene nærliggende borehullet. For å kunne unngå disse problemene og for å stimulere til-strømningen av hydrokarboner til borehullet har underbalanser! eller nær ubalansert boring blitt populært i spesielle tilfeller. Underbalanser! boring involverer formasjonen av et borehull i en tilstand hvori enhver borehullvæske gir et lavere trykk enn det naturlige trykket av formasjonsvæskene. I disse tilfellene er væsken vanligvis en gass som nitrogen, og dens formål er begrenset til å få vekk borespon produsert av en roterende borkrone. Siden underbalanserte brønnforhold kan forårsake en utblåsning, må de bores gjennom en type trykkinnretning, slik som et roterende borehode ved overflaten av brønnen, slik at en rørformet borestreng kan roteres og senkes derigjennom mens trykkforseglingen holdes rundt borestrengen. Selv i overbalanserte brønner er det et behov for å forhindre utblåsning. I nesten alle tilfeller bores brønner gjennom utblåsningssikringer i tilfelle av et brønnspark.

Etter som formasjonen og fullførelsen av en underbalansert eller nær underbalanser! brønn fortsetter, er det ofte nødvendig å tilføye en streng med verktøy i borehullet som ikke kan tilføyes gjennom et roterende borehode eller en utblåsningssikring på grunn av deres form og relativt store ytre diameter. I disse tilfellene er en kabelkjøringssluse som består av et rørformet kabinett høyt nok til å holde strengen med verktøy installer! i en vertikal plassering ved toppen av brønn-hodet for å sørge for et trykksatt, midlertidig kabinett som unngår trykk i brønnhullet. Ved å manipulere ventiler ved den øvre og nedre enden av kabelkjøringsslusen kan strengen med verktøy senkes ned i en frittstrømmende brønn mens man holder trykket innen brønnen lokalisert. Selv en brønn i en overbalansert tilstand kan dra nytte fra bruken av en kabelkjøringssluse når strengen med verktøy ikke vil passe gjennom en utblåsningssikring. Bruken av kabelkjøringssluser er godt kjent i teknikken og den foregående metoden er fullt forklart i US patentsøknadsnummer 09/536,937, registrert 27.mars 2000, og den publiserte søknaden er innlemmet heri for referanse i sin helhet.

Mens kabelkjøringssluser er effektive i kontrahering av trykk, er noen strenger med verktøy for lange til å kunne brukes med en kabelkjøringssluse. For eksempel er den vertikale avstanden fra et boredekk til boremaskiner vanligvis omtrent nitti fot eller er begrenset til den lengden av en rørformet streng som vanligvis er føyd til brønnen. Om en verktøystreng er lengre enn nitti fot er det ikke noe plass mellom boredekket og boremaskinene for å kunne tilpasse en kabelkjøringssluse. I disse tilfellene kan en utplasseringsventil for brønnhullet eller DDV brukes for å lage et trykksatt kabinett for verktøystrengene. Utplasseringsventiler i brønnhull er godt kjente i teknikken og en slik ventil er beskrevet i US patentnummer 6.209.663 som er innlemmet heri for referanse i sin helhet. I bunn og i grunn kjøres en DDV inn i en brønn som en del av en foringsrørstreng. Ventilen er innledningsvis i en åpen posisjon med et klaffledd i en posisjon hvorved hele den indre diameteren av foringsrøret er åpent for væskestrømmen og passasjen av de rørformede strengene og verktøyene inn og ut av borehullet. I ventilen som er fremstilt i '663-patentet inkluderer ventilen en aksialt bevegelig hylse som griper inn i og holder klaffen i den åpne posisjonen. I tillegg vil en serie med slisser og pinner la ventilen åpnes eller lukkes med trykk, men som deretter forblir i den posisjonen uten at det hele tiden blir påført trykk. En styreledning kjøres fra DDV til overflaten av brønnen og er vanligvis hydraulisk kontrollert. Med påføringen av væsketrykk gjennom styreledningen kan DDV lages slik at når den lukkes kan klaffen dens sette seg i et sirkulært sete dannet i den indre diameteren av foringsrøret og blokkere væskestrømmen gjennom foringsrøret. På denne måten er en del av foringsrøret over DV isolert fra en nedre del av foringsrøret nedenfor DDV.

DDV er brukt for å installere verktøystrenger i et borehull på følgende vis: Når en operatør vil installere verktøystrengen er DDV lukket via en styreledning ved hjelp av hydraulisk trykk for å lukke den mekaniske ventilen. Med en øvre del av borehullet isolert vil deretter et trykk i den øvre delen tappes for å bringe trykket i den øvre delen til et nivå omtrent tilsvarende én atomsfære. Når den øvre delen er trykkløst kan brønnhodet åpnes og verktøystrengen kjøres inn i den øvre delen fra en overflate av brønnen, vanligvis på en rørstreng. Et roterende borehode eller en annen slamskrapelignende innretning er deretter forseglet rundt rørstrengen, eller det kan etablere bevegelse gjennom en utblåsningssikring på nytt. For å kunne åpne DDV igjen må den øvre delen av borehullet bli trykksatt for å kunne la den nedadgående klaffventilen operere mot trykket derunder. Etter at den øvre delen er trykksatt til et forhåndsdefinert nivå, kan klaffen åpnes og låses på plass. Nå er verktøystrengen plassert i det trykksatte borehullet.

For tiden er det ingen instrumentering for å kjenne en trykkdifferensial langs klaffen når den er i lukket posisjon. Denne informasjonen er viktig for åpning av klaffen uten påføring av overdrevet trykk. Et grovt overslag av trykkdifferensial oppnås ved å kalkulere væsketrykket nedenfor klaffen fra brønnhodetrykk og hydrostatisk hode for væske over klaffen. Når det hydrauliske trykket er påført stammen for å flytte det en eller annen vei, finnes det ingen måte å vite posisjonen til stammen ved noe tidspunkt i løpet av den operasjonen. Kun når stammen når full stopp kan posisjonen bestemmes ved et grovt overslag av væsken som strømmer ut fra returledningen. Oppfinnelsen beskrevet her har som hensikt å fjerne usikkerheten forbundet med de ovenstående målingene.

I tillegg til å overvåke trykkdifferensialen langs klaffen og posisjonen av klaffen

i en DDV, er det noen ganger ønskelig å overvåke brønnforhold på stedet. Teknologien har nylig gjort at operatører kan overvåke forhold innen et borehull ved installasjon av overvåkingssystemer i brønnhullet. Overvåkingssystemet tillater operatøren å overvåke flerfaset væskestrømning, så vel som trykk, seismiske tilstander, vibrasjoner av borehullkomponenter og temperatur i løpet av produksjonen av hydrokarbonvæsker. Målinger i brønnhull av trykk, temperatur, seismiske tilstander, vibrasjon av brønnhullkomponenter og væskestrømning spiller en viktig rolle i behandlingen av olje og gass eller andre underjordiske lagerbeholdere.

Historisk sett har overvåkingssystemer brukt elektroniske komponenter til å gi informasjon om trykk, temperatur, gjennomstrømningsmengde, vannfraksjon og andre formasjoner og borehullparametere på sanntidsbasis i løpet av produksjonsoperasjoner. Disse overvåkingssystemene bruker temperaturmålere, trykkmålere, akustiske sensorer, seismiske sensorer, elektromagnetiske sensorer og andre instrumenter eller "sonder", inkludert de som gir kjernemålinger, anordnet innen borehullet. Slike instrumenter er enten batterioperert eller er operert ved bruk av elektriske kabler utplassert fra overflaten. Overvåkingssystemene har historisk sett blitt konfigurert til å sørge for en elektrisk linje som tillater målingsinstrumenter eller sensorer å sende målinger til overflaten.

Nylig har optiske sensorer blitt utviklet som kommuniserer avlesinger fra borehullet til optisk signalprosesseringsutstyr plassert ved overflaten. Optiske sensorer har blitt foreslått brukt etter at brønnen har blitt boret for å påvise seismisk informasjon i sanntid under overflaten som kan prosesseres til nyttig informasjon. Optiske sensorer kan anordnes langs rørstrenger slik som et produksjonsrør satt inn i en indre diameter av en foringsrørstreng innen et utboret borehull ved hjelp av å føye til produksjonsrør med optiske sensorer plassert derpå. Produksjonsrøret er satt inn gjennom den indre diameteren av foringsrørstrengene som allerede er anordnet innen borehullet etter boreoperasjonen. I ethvert tilfelle kjøres en optisk ledning eller kabel fra overflaten til den optiske sensoren i brønnhullet. Den optiske sensoren kan være en trykkmåler, temperaturmåler, akustisk sensor, seismisk sensor eller en annen sonde. Den optiske ledningen overfører optiske signaler til den optiske signal-prosessoren ved overflaten.

Det optiske signalprosesseringsutstyret inkluderer en magnetiseringslyskilde. Magnetiseringslys kan forsynes ved en bredbåndslyskilde slik som en lysemitterende diode (LED) som ligger innen det optiske signalprosesseringsutstyret. Det optiske signalprosesseringsutstyret inkluderer også passende utstyr for levering av signallys til sensoren (e), for eksempel Bragg bøyningsgitter eller lasere og koplinger som splitter signallyset til mer enn en grenledning for å levere til mer enn en sensor. I tillegg inkluderer det optiske signalprosesseringsutstyret passende optisk signalanalyseutstyr for analysering av retursignaler fra Bragg bøyningsgitteret.

Den optiske ledningen er vanligvis designet for å levere pulser eller uavbrutte signaler med optisk energi fra lyskilden til den optiske sensoren (e). Den optiske kabelen er også ofte designet for å motstå de høye temperaturene og trykkene som er utbredt innen et hydrokarbonborehull. Fortrinnsvis inkluderer den optiske kabelen en intern, optisk fiber som er beskyttet fra mekanisk og miljømessig skade av et omliggende hårrørformet rør. Det hårrørformede røret er laget av et meget motstandsdyktig, stivvegget, erosjonsbestandig materiale slik som rustfritt stål. Røret er koplet til sensoren ved hjelp av passende metoder, slik som tråder, en sveiseskjøt eller andre passende metoder. Den optiske fiberen inneholder en lysledende kjerne som leder lyset langs fiberen. Kjernen bruker fortrinnsvis en eller flere Bragg bøyningsgitre for å virke som en optisk resonator og også for å samhandle med sonden.

Optiske sensorer, i tillegg til overvåkingsforhold innen en utboret brønn eller en del av en brønn i løpet av produksjonsoperasjoner, kan også brukes for å få tak i seismisk informasjon fra innen formasjonen før boring av en brønn. Innledende seismisk data er generelt oppnådd ved å utføre en seismisk måling. En seismisk måling kartlegger jorddannelsen under jorden ved å sende lydenergi eller akustiske bølger ned i formasjonen fra en seismisk kilde og ved å registrere "ekkoer" som kommer tilbake fra steinlagene nedenunder. Kilden med nedadgående lydenergi kan komme fra eksplosjoner, seismiske vibrasjoner på land eller luftpistoler i havmiljø. I løpet av en seismisk måling er energikilden flyttet til flere forhåndsplanlagte beliggenheter på overflaten av jorden over den geologiske strukturen av interesse. Hver gang kilden er aktivert produserer den et seismisk signal som beveges nedover gjennom jorden, blir reflektert, og ved dens retur, dokumentert ved mange beliggenheter på overflaten. Flere energiaktiverings-/dokumenteringskombinasjoner kombineres deretter for å lage en nær uavbrutt profil under jorden som kan forlenges over flere mil. I en todimensjonal (2-D) seismisk måling er dokumenteringsbeliggenhetene generelt plassert langs en enkelt rett linje, mens i en tredimensjonal (3-D) måling er dokumenteringsbeliggenhetene distribuert langs overflaten i et rasterfelt. Ganske enkelt kan en 2-D seismisk linje tenkes å gi et tverrsnittsbilde (vertikal skive) av jord-lagene siden de eksisterer direkte under de dokumenterte beliggenhetene. En 3-D måling produserer en data-"kube" eller volum som er, i alle fall i prinsippet, et 3-D bilde av det underjordiske som ligger under målingsområde. En 4-D måling produserer et 3-D bilde av det underjordiske med hensyn til tid, hvor tid er den fjerde dimensjon.

Etter målingen er utført behandles dataene fra målingen for å fjerne støy eller annen uønsket informasjon. I løpet av databehandlingen av seismisk data blir overslag av underjordisk hastighet rutinemessig produsert og nære overflaten blir uhomogeniteter oppdaget og vist. I noen tilfeller kan seismiske data brukes for å direkte beregne steinegenskaper (inkludert gjennomtrengelighet og elastiske parametere), vannmetning og hydrokarboninnhold. Mindre tydelig kan seismiske bølgeformattributter slik som fase, spissamplitude, topp-til-bunn-forhold, og en rekke andre ofte være i empirisk samsvar med kjente hydrokarbonforekomster og at denne korrelasjonen kan brukes mot seismiske data som er samlet over nye forskningsmål.

Prosedyren for seismisk overvåking med optiske sensorer etter at brønnen har blitt boret er den samme som beskrevet ovenfor i forhold til å oppnå den innledende seismiske målingen, bortsett fra at flere beliggenheter er tilgjengelige for lokalisering av den seismiske kilden og seismiske sensor, og den optiske innformasjonen må overføres til overflaten for behandling. For å overvåke seismiske forhold innen formasjonen, overfører en seismisk kilde et signal inn i formasjonen og deretter reflekteres signalet fra formasjonen til den seismiske sensoren. Den seismiske kilden kan være ved overflaten av borehullet, i et nærliggende borehull eller innen brønnen. Den seismiske sensoren vil deretter overføre den optiske informasjonen angående de seismiske forholdene gjennom en optisk kabel til overflaten for behandling av en sentralprosesseringsenhet eller en annen prosesseringsinnretning. Behandlingen skjer som beskrevet ovenfor i forhold til den innledende seismiske målingen. I tillegg til at den seismiske kilden reflekteres fra formasjonen til den seismiske sensoren, kan et signal overføres direkte fra den seismiske kilden til den seismiske sensoren.

Seismiske sensorer må påvise seismiske forhold innen formasjonen med et visst nøyaktighetsnivå for å være nyttig; derfor har seismiske sensorer plassert på produksjonsrør vanligvis blitt plassert i nær kontakt med innsiden av foringsrør-strengene for å kople den seismiske sensoren til formasjonen, hvilket derved reduserer væskesvekkelse eller forstyrrelse av signalet og øker nøyaktigheten på avlesningene. Koplingen av den seismiske sensoren til formasjonen fra produksjons-røret inkluderer avstand og krever derfor kompliserte manøvrer og utstyr for å gjennomføre oppgaven.

Selv om plassering av den seismiske sensoren i direkte kontakt med innsiden avforingsrørstrengen tillater mer nøyaktig avlesing enn nåværende alternativer på grunn av dens kopling til formasjonen, er det ønskelig å videre øke nøyaktigheten på de seismiske avlesingene ved å plassere de seismiske sensorene nærmere formasjonen hvor målingen skjer fra. Jo nærmere den seismiske sensoren er formasjonen, jo mer nøyaktig blir signalet. En vibrerende sensor for eksempel, slik som et akselerometer eller geofon, må plasseres i direkte kontakt med formasjonen for å oppnå nøyaktige avlesinger. Det er videre ønskelig å redusere kompleksiteten på manøvrene og utstyret som kreves for å kople den seismiske sensoren til formasjonen. Derfor er det ønskelig å plassere den seismiske sensoren så nærme formasjonen som mulig.

Mens de nåværende metodene for måling av borehull og formasjonsparametere ved hjelp av optiske sensorer tillater midlertidig måling av parameterne før boringen og fullførelsesoperasjonene av borehullet ved overflaten, og i løpet av produksjonsoperasjoner på produksjonsrør eller annet produksjonsutstyr, er det et behov for å permanent overvåke borehull og formasjonsforhold og parametere i løpet av alle borehulloperasjoner, inkludert i løpet av bore- og fullførelsesoperasjoner av borehullet. Det er således ønskelig å oppnå nøyaktige sanntidsavlesinger av seismiske forhold mens man borer inn i formasjonen. Det er videre ønskelig å permanent overvåke brønnhullsforhold før og etter produksjonsrør er satt inn i borehullet.

I tillegg til problemene assosiert med operasjonen av DDV, mangler mange tidligere brønnhullsmålingssystemer pålitelig datakommunikasjon til og fra kontroll-enheter som er på overflaten. For eksempel: konvensjonelle verktøy for måling under boring (MWD) benytter slampuls som fungerer bra med ikke-sammentrykkbare borevæsker slik som en vannbasert eller oljebasert slam, men de fungerer ikke når forgassede væsker eller gasser er brukt i underbalanser! boring. Et alternativ til dette er elektromagnetisk (EM) telemetri hvor kommunikasjonen mellom MWD-verktøyet og overvåkingsinnretningen ved overflaten er etablert via elektromagnetiske bølger som beveges gjennom formasjonen omliggende brønnen. Imidlertid, EM telemetri lider av signalsvekkelse idet det beveger seg gjennom lag med forskjellige typer formasjoner. Enhver formasjon som gir mer enn minimalt tap, fungerer som en EM-barriere. Spesielt saltdomer pleier å fullstendig svekke eller modifisere signalet. Noen av teknikkene som brukes for å lette dette problemet inkluderer innkjøring av en elektrisk tråd på innsiden av borestrengen fra EM-verktøyet opp til en forhåndsbestemt dybde fra hvor signalet kan komme opp til overflaten via EM-bølger og plassere flere mottakere og sendere i borestrengen for å forsyne tilleggsspenning til signalet ved hyppige intervaller. Begge disse teknikkene har imidlertid sine egne problemer og komplikasjoner.

For tiden er det ingen midler tilgjengelige for å kostnadseffektivt overføre signaler fra et punkt innen brønnen til overflaten gjennom en tradisjonell kontrolledning.

Utvidbare sandsilrør (ESS) består av et slisset stålrør rundt hvilket over-lappende lag med filtermembran er koplet. Membranene er beskyttet med en forhåndsslisset stålplate som danner den ytre veggen. Når den er utplassert i brønnen ser ESS ut som et trelags rør. Så snart det er plassert i brønnen blir det utvidet med et spesielt verktøy for å komme i kontakt med brønnhullveggen. Utvidelsesverktøyet inkluderer en kropp som har minst to radialt forlengede ledd som hver har en rulle som kan utvide veggen forbi dens elastiske grense når det kommer i kontakt med en indre vegg av ESS. Utvidelsesverktøyet opererer med trykksatte væsker levert i en rørstreng og er fullstendig offentliggjort i US patentnummer 6 425 444 og det patentet er innlemmet heri i sin helhet for referanse. På denne måten støtter ESS veggen mot kollaps i brønnen som forsyner en stor brønnhullstørrelse for bedre produktivitet og tillater fri strøm av hydrokarboner inn i brønnen mens det filtrerer ut sand. Utvidelsesverktøyet inneholder ruller som er støttet på trykkaktiverte stempler. Væsketrykk i verktøyet bestemmer hvor langt ESS blir utvidet. Mens for mye utvidelse ikke er bra, både for ESS og brønnen, vil for lite utvidelse gi for lite støtte til brønnhullveggen. Derfor er overvåking og kontroll av væsketrykk i utvidelsesverktøyet meget viktig. For tiden måles væsketrykk med en minnemåler som gir informasjon etter at jobben er fullført. En sanntidsmåling er ønskelig, slik at væsketrykk kan justeres i løpet av operasjon av verktøyet om nødvendig.

Publikasjonen GB 2394974 A beskriver en utplasseringsventil for brønnhull med sensorer. Publikasjonen US 6157893 A beskriver et apparat og fremgangsmåte for å oppnå prøver av opprinnelig formasjon eller formasjonsfluid. Publikasjonen US 6531694 B beskriver borehull som benytter fiberoptisk baserte sensorer og opererende anordninger.

Det er derfor et behov for et brønnhullssystem for instrumentering og overvåking som kan forenkle operasjonen av brønnhullsverktøy. Det er et videre behov for et system for instrumentering som kan forenkle operasjonen av utplasseringsventiler for brønnhull. Det er nok et behov for instrumenteringsapparater og metoder for brønnhull som inkluderer sensorer for å måle brønnhullsforhold slik som trykk, temperatur, seismiske forhold, gjennomstrømningsmengde, differensialtrykk, distribuert temperatur og nærhet for å kunne forenkle den effektive operasjonen av brønnhullsverktøy. Det eksisterer et videre behov for brønnhullsinstrumentering og kretssystemer for å forbedre kommunikasjonen med eksisterende utvidelsesverktøy som brukes sammen med utvidbare sandsilrør og målingsinnretninger for brønnhull slik som MWD og verktøy for trykk under boring (PWD). Det er et behov for brønnhullsinstrumentering som krever mindre utstyr for å kople til formasjonen for å oppnå nøyaktige avlesinger av borehullet og formasjonsparametere. Til slutt er det et behov for å ha muligheten for å måle med vesentlig nøyaktighet borehull og formasjonsforhold under av boring i formasjonen, så vel som et behov for muligheten til å følgelig permanent overvåke og måle brønnhullsforhold etter at borehullet er boret.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for måling av borehull- eller formasjonsparametere,

kjennetegnet ved at den omfatter:

-å plassere et brønnhullsverktøy innen et borehull, hvor brønnhullsverktøyet omfatter: -en foringsrørstreng, hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull; og -en optisk sensor anordnet på foringsrørstrengen;

- å sementere foringsrørstrengen innen borehullet; og

-å senke en borestreng inn i borehullet mens borehull- eller formasjonsparametere blir avfølt med den optiske sensoren.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører også et apparat for overvåking av forholdene i et borehull eller en formasjon,

kjennetegnet ved at det omfatter:

-en foringsrørstreng sementert i borehullet, hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull for selektiv forhindring av en fluidbane gjennom foringsrørstrengen; og -minst en optisk sensor anordnet på foringsrørstrengen forføling av en eller flere parametere innen borehullet eller formasjonen; og -en styreledning hovedsakelig parallell med en optisk ledning som forbinder en overflate-overvåknings- og kontrollenhet til utplasseringsventilen for brønnhull, hvori minst en del av styreledningen og den optiske ledning er beskyttet av minst et kabinett anbrakt rundt foringsrørstrengen.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for permanent overvåking av minst en borehull- eller formasjonsparameter,

kjennetegnet ved at den omfatter trinnene:

-å plassere en foringsrørstreng i et borehull, der minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull med minst en optisk sensor anordnet deri, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen; - å sementere foringsrørstrengen i borehullet; -å styre utplasseringsventilen mellom lukket og åpen posisjon, hvori den lukkede posisjon i hovedsak forhindrer en boring i foringsrørstrengen og den åpne posisjonen tilveiebringer en passasje for et verktøy å føres gjennom boringen; og -å avføle minst én borehulls- eller formasjonsparameter ved hjelp av den optiske sensoren.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en foringsrørstreng,

kjennetegnet ved at den omfatter trinnene:

-å tilveiebringe en foringsrørstreng sementert innen et borehull, hvor foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull og minst en optisk sensor koplet dertil, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen: -å måle egenskaper av fluider som strømmer gjennom foringsrørstrengen ved hjelp av den minst ene optiske sensoren; og -å bestemme minst en av fluidets volumetriske fasefraksjon eller fluidets strømningsrate på basis av de målte fluidegenskapene.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører også et apparat for bestemmelse av strømningsegenskapene til et fluid som strømmer gjennom en foringsrørstreng i et borehull,

kjennetegnet ved at det omfatter:

-en foringsrørstreng sementert i borehullet, hvor foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen; og -minst en optisk sensor koplet til foringsrørstrengen for avføling av minst en av fluidets volumetriske fasefraksjon eller fluidets strømningsrate gjennom foringsrørstrengen.

Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåtene og apparatene i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Den gjeldende oppfinnelsen er generelt relatert til metoder og apparater for instrumentering assosiert med en utplasseringsventil for brønnhull (DDV). I et aspekt er en DDV i et foringsrør lukket for å kunne isolere en øvre del av et borehull fra en nedre del. Deretter er en trykkdifferensial over og under den lukkede ventilen målt ved brønnhullsinstrumentering for å forenkle åpningen av ventilen. I et annet aspekt inkluderer instrumenteringen i DDV forskjellige typer sensorer i DDV-kabinettet for måling av alle viktige parametere for sikker operasjon av DDV, et kretssystem for lokal behandling av signal mottatt fra sensorene, og en sender for overføring av data til en kontrollenhet ved overflaten.

I et annet aspekt inkluderer instrumenteringen assosiert med DDV en optisk sensor som er plassert i DDV-kabinettet på foringsrørstrengen for måling av brønnhullsforhold før, i løpet av, og etter boring inn i formasjonen. Det beskrives en metode for måling av brønnhull eller formasjonsparametere som omfatter plassering av et brønnhullsverktøy innen et borehull, hvor brønnhullsverktøyet omfatter en foringsrørstreng, og hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil og en optisk sensor anordnet på foringsrørstrengen, og senking av en borestreng inn i borehullet mens den optiske sensoren tar imot borehull- eller formasjonsparametere. Det beskrives også et apparat for overvåking av forhold innen et borehull eller en formasjon, hvilket omfatter en foringsrørstreng, hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for å selektivt forhindre en væskebane gjennom foringsrørstrengen, og minst en optisk sensor anordnet på foringsrørstrengen forføling av en eller flere parametere innen borehullet eller formasjonen. Det beskrives videre en metode for permanent overvåking av minst en borehull- eller formasjonsparameter, hvilket omfatter plassering av en foringsrørstreng innen et borehull, minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil med minst en optisk sensor anordnet deri, og føling av minst et borehull- eller formasjonsparameter med den optiske sensoren.

Det beskrives videre i et annet aspekt en metode for bestemmelse av strømningsegenskaper til en væske som strømmer gjennom en foringsrørstreng, hvilket omfatter å forsyne en foringsrørstreng innen et borehull som omfatter en utplasseringsventil og minst en optisk sensor koplet dertil, måleegenskaper til væske som strømmer gjennom foringsrørstrengen ved bruk av minst en optisk sensor, og bestemmelse av minst en volumetrisk fasefraksjon for væske- eller gjennomstrømningsmengden for væsken basert på egenskapene til den målte væsken. Det beskrives videre et apparat for bestemmelse av strømningsegenskaper av en væske som strømmer igjennom en foringsrørstreng i et borehull, hvilket omfatter en foringsrørstreng som omfatter en utplasseringsventil; og minst en optisk sensor koplet til foringsrørstrengen for føling av minst en volumetrisk fasefraksjon av væsken eller en gjennomstrømningsmengde av væsken gjennom foringsrørstrengen.

I nok et annet aspekt er designet av kretssystemet, valget av sensorer og datakommunikasjon ikke begrenset til bruk sammen med og innen utplasseringsventiler for brønnhull. Alle aspekter av brønnhullsinstrumentering kan varieres og skreddersys for andre applikasjoner slik som forbedring av kommunikasjon mellom overflateenheter og verktøy for måling under boring (MWD), verktøy for trykk under boring (PWD) og utvidbare sandsilrør (ESS).

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Figur 1 er et seksjonsoverblikk av et borehull som har en foringsrørstreng deri, hvor foringsrørstrengen inkluderer en utplasseringsventil for brønnhull (DDV).

Figur 2A er et forstørret overblikk som viser DDV mer detaljert.

Figur 2B er et forstørret overblikk som viser DDV i en lukket posisjon.

Figur 3 er et seksjonsoverblikk av borehullet som viser DDV i en lukket posisjon. Figur 4 er et seksjonsoverblikk av borehullet som viser verktøystrenger satt inn i en øvre del av borehullet med DDV i en lukket posisjon. Figur 5 er et seksjonsoverblikk av borehullet med verktøystrenger satt inn og DDV åpnet. Figur 6 er et skjematisk diagram av et kontrollsystem og dets forhold til en brønn som har en DDV eller en instrumenteringsovergang som er forbundet med sensorer. Figur 7 er et seksjonsoverblikk av et borehull som viser DDV av den gjeldende oppfinnelsen i bruk med et telemetriverktøy. Figur 8 er et seksjonsoverblikk av et borehull som har en foringsrørstreng deri, hvor foringsrørstrengen inkluderer en utplasseringsventil for brønnhull (DDV) i en åpen posisjon med en seismisk sensor anordnet på utsiden av foringsrørstrengen. Figur 9 er et seksjonsoverblikk av borehullet som viser en borestreng satt inn i en øvre del av borehullet med DDV i en lukket posisjon. Figur 10 er et seksjonsoverblikk av borehullet med borestrengen satt inn og DDV åpnet. En seismisk kilde er lokalisert ved en overflate av borehullet. Figur 11 er et seksjonsoverblikk av borehullet med borestrengen satt inn og DDV åpnet. En seismisk kilde er lokalisert ved en overflate av borehullet. Figur 12 er et seksjonsoverblikk av borehullet med borestrengen satt inn og DDV åpnet. En seismisk kilde er lokalisert i et nærliggende borehull. Figur 13 er et tverrsnittsoverblikk av DDV i figurene 1-6 med en strømnings-måler anordnet i foringsrørstrengen.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSEN

Plassering av en eller flere seismiske sensorer på utsiden av en foringsrørstreng reduserer den iboende væskeforstyrrelsen og foringsrørstreng-forstyrrelsen med signaler som oppstår når de seismiske sensorene er tilstedeværende innen foringsrørstrengene til formasjonen, hvilket således tillater mer nøyaktige signaler og forenklingen av koplingene av de seismiske sensorene til formasjonen. Ganske nøyaktige sanntidsmålinger av seismiske forhold og andre parametere er således mulig i løpet av alle borehulloperasjoner med den gjeldende oppfinnelsen. Med den gjeldende oppfinnelsen gir permanent seismisk overvåking ved plassering av foringsrørstrengen innen borehullet nøyaktige målinger av seismiske forhold før og etter at produksjonsrøret er satt inn i borehullet.

Sensorer med utplasseringsventiler i brønnhull

Figur 1 er et seksjonsoverblikk av et borehull 100 med en foringsrørstreng 102 anordnet deri og holdt på plass av sement 104. Foringsrørstrengen 102 forlenges fra en overflate av borehullet 100 hvor et brønnhode 106 vanligvis vil være plassert langs med en type ventilsammenstilling 108 som kontrollerer væskestrømningen fra borehullet 100 og er skjematisk vist. Anordnet innen foringsrørstrengen 102 er en utplasseringsventil for brønnhull (DDV) 110 som inkluderer et kabinett 112, en klaff 230 som har et ledd 232 ved en ende, og et ventilsete 242 i en indre diameter av kabinettet 112 nærliggende klaffen 230. Som beskrevet heri er DDV 110 en viktig del av foringsrørstrengen 102 og er kjørt inn i borehullet 100 langs med foringsrør-strengen 102 før sementering. Kabinettet 112 beskytter komponentene til DDV 110 fra å bli skadde under innkjøring og sementering. Plasseringen av klaffen 230 tillater den å lukkes oppover hvori trykket i en nedre del 120 av borehullet bidrar til å holde klaffen 230 i en lukket posisjon. DDV 110 inkluderer også overflateovervåkings- og kontrollenhet (SMCU) 107 for å tillate at klaffen 230 åpnes og lukkes fjerntliggende fra overflaten av brønnen. Som skjematisk illustrert i figur 1 inkluderer tilbehøret koplet til SMCU 107 en mekanisk type aktuator 124 og en kontrolledning 126 som kan bære hydraulisk væske og/eller elektrisk spenning. Klemmer (ikke vist) kan holde kontroll-odningen 126 ved siden av foringsrørstrengen 102 ved regelmessige intervaller for å beskytte kontrolledningen 126.

Også vist skjematisk i figur 1 er en øvre sensor 128 plassert i en øvre del 130 av borehullet og en nedre sensor 129 plassert i den nedre delen 120 av borehullet. Den øvre sensoren 128 og den nedre sensoren 129 kan bestemme et væsketrykk innen en øvre del 130 og en nedre del 120 av borehullet, respektivt. I likhet med de øvre og nedre sensorene 128, 129 vist, kan ytterligere sensorer (ikke vist) lokaliseres i kabinettet 112 til DDV 110 for å måle ethvert borehullforhold eller parameter slik som en posisjon for hylsen 226, tilstedeværelsen eller fraværet av en borestreng, og borehulltemperatur. De ytterligere sensorene kan bestemme en væskesammen-setning slik som forholdet olje til vann, olje til gass eller gass til væske. Videre kan ytterligere sensorer påvise og måle en seismisk trykkbølge fra en kilde lokalisert innen borehullet, innen et nærliggende borehull, eller ved overflaten. Derfor kan ytterligere sensorer forsyne seismisk informasjon i sanntid. Figur 2A er et forstørret overblikk av en del av DDV 110 som viser klaffen 230 og en hylse 226 som holder den i en åpen posisjon. I en utførelse vist holdes klaffen 230 innledningsvis i en åpen posisjon av hylsen 226 som forlenges nedover for å dekke klaffen 230 og for å forsikre en vesentlig uhindret indre diameter gjennom DDV 110. En sensor 131 påviser en aksial posisjon av hylsen 226 som vist i figur 2A og sender et signal gjennom kontrolledningen 126 til SMCU 107 at klaffen 230 er fullstendig åpen. Alle sensorer, slik som sensorene 128,129,131 vist i figur 2A, tilkoples med en kabel 125 til kretspanel 133 som er plassert i brønnen i kabinettet 112 til DDV 100. Strømforsyningen til kretspanelen og dataoverføring fra kretspanelene 133 til SMCU 107 oppnås via en elektrisk leder i kontrolledningen 126. Kretspanelene 133 har frie kanaler for å kunne legge til nye sensorer om nødvendig. Sensorene 128, 129 og 131 kan være optiske sensorer, som beskrevet nedenfor. Figur 2B er et seksjonsoverblikk som viser DDV 110 i en lukket posisjon. En klaffengasjerende ende 240 av et ventilsete 242 i kabinettet 112 mottar klaffen 230 da den lukkes. Så snart hylsen 226 aksialt beveges vekk fra klaffen 230 og den klaffengasjerende enden 240 av ventilsete 242, forspenner et forspenningsledd 234 klaffen 230 mot den klaffengasjerende enden 240 av ventilsetet 242. I utførelsen vist er forspenningsleddet 234 en fjær som beveger klaffen 230 langs en akse av et ledd 232 til lukket posisjon. Vanlige kjente metoder for å aksialt bevege hylsen 226 inkluderer hydrauliske stempler (ikke vist) som er operert av trykk forsynt fra kontroll-ledningen 126 og samhandlinger med borestrengen basert på roterende eller aksiale bevegelser fra borestrengen. Sensoren 131 påviser den aksiale posisjonen av hylsen 226 idet den beveges aksialt innen DDV 110 og sender signaler gjennom kontroll-ledningen 126 til SMCU 107. Derfor rapporterer SMCU 107 på et display en prosent-andel som representerer en delvis åpnet eller lukket posisjon av klaffen 230 basert på posisjonen til hylsen 226. Figur 3 er et seksjonsoverblikk som viser borehullet 100 med DDV 110 i lukket posisjon. I denne posisjonen er den øvre delen 130 av borehullet 100 isolert fra den nedre delen 120 og ethvert trykk som gjenstår i den øvre delen 130 kan tappes gjennom ventilsammenstillingen 108 ved overflaten av brønnen som vist ved pilene. Med den øvre delen 130 av borehullet fritt for trykk, kan brønnhodet 106 åpnes for sikker utførelse av operasjoner slik som tilføyning eller fjerning av verktøystrenger. Figur 4 er et seksjonsoverblikk som viser borehullet 100 med brønnhode 106 åpnet og en verktøystreng 500 som har blitt satt inn i den øvre delen 130 av borehullet. Verktøystrengen 500 kan inkludere apparater, slik som borkroner, borekronemotor, innretninger for måling under boring, roterende styreinnretninger, perforeringssystemer, silrør og/eller slissede silrørsystemer. Disse er kun noen eksempler på verktøy som kan anordnes på en streng og settes inn i en brønn ved hjelp av metoder og apparater for den gjeldende oppfinnelsen. På grunn av at høyden på den øvre delen 130 er større enn lengden av verktøystrengen 500 kan verktøy-strengen 500 være fullstendig forbundet i den øvre delen 130 mens den øvre delen 130 er isolert fra den nedre delen 120 av DDV 110 i lukket posisjon. Til slutt er figur 5 et ytterligere overblikk av borehullet 100 som viser DDV 110 i åpen posisjon og verktøystrengen 500 forlenget fra den øvre delen 130 til den nedre delen 120 av

borehullet. I illustrasjonen vist, opprettholder en innretning (ikke vist), slik som en slamskrape eller roterende hode ved brønnhodet 106, trykket rundt verktøystrengen 500 idet det går inn i borehullet 100.

Før åpning av DDV 110 må væsketrykk i den øvre delen 130 og den nedre delen 120 av borehullet 100 ved klaffen 230 i DDV 110 utjevnes eller nær utjevnes for å effektivt og sikkert åpne klaffen 230. Siden den øvre delen 130 er åpnet ved overflaten for å kunne sette inn verktøystrengen 500 vil det være ved eller nær atmosfærisk trykk, mens den nedre delen 120 vil være ved brønntrykk. Ved bruk av midler godt kjent i teknikken blir luft eller væske i den øvre delen 130 mekanisk trykksatt til et nivå ved eller nære den nedre delen 120. Basert på data fra sensorene 128 og 129 og SMCU 107 kan trykkforholdene og differensialene i den øvre delen 130 og den nedre delen 120 av borehullet 100 utjevnes nøyaktig før åpning av DDV 110.

Mens instrumenteringen, slik som sensorer, mottakere og kretssystemer, er vist som en vesentlig del av kabinettet 112 til DDV 110 (Se figur 2A) i eksemplene, vil det forstås av instrumenteringen kan være lokalisert i en separat "instrumenteringsovergang" som ligger i foringsrørstrengen. Som vist i figur 6 kan instrumenteringsovergangen være fastkablet til en SMCU 107 på en måte som er lik innkjøring av en dobbelt hydraulisk ledningskontroll (HDLC) kabel 126 fra instrumenteringen på DDV 110. Derfor benytter instrumenteringsovergangen sensorer, mottakere og kretssystemer som beskrevet heri uten å bruke andre komponenter av DDV 110, slik som en klaff og et ventilsete.

Figur 6 er et skjematisk diagram av et kontrollsystem og dets forhold til en brønn som har en DDV 110 eller en instrumenteringsovergang som er festet med sensorer (også indikert av 110) som offentliggjort heri. Vist i figur 1 er borehullet som har DDV 110 anordnet deri med den nødvendige elektronikken for å operere sensorene diskutert ovenfor (Se figur 1).

En leder innkapslet i en kontrolledning som er vist i figur 6 idet den doble hydrauliske ledningskontrollen (HDLC) kabelen 126 sørger for kommunikasjon mellom brønnhullsensorer og/eller mottakere og en overflateovervåker og kontroll enhet (SMCU) 107. HDLC-kabelen 126 forlenges fra DDV 110 på utsiden av foringsrørstrengen 102 (Se figur 1) som inneholder DDV 110, til en grensesnittenhet 180 av SMCU 107. SMCU 107 kan inkludere en hydraulisk pumpe 185 og en serie med ventiler som brukes i operasjonen av DDV 110 ved væskeoverføring gjennom HDLC 126, og for å etablere et trykk over DDV 110 som er stort sett likt trykket nedenfor DDV 110. I tillegg kan SMCU 107 inkludere et programmerbart logisk styringsenhetssystem (PLC) 181 for overvåking og kontroll av hver ventil og andre parametere, kretssystem for forbindelse med brønnhullselektronikk, et kortdisplay 186, og standard RS-232 grensesnitt (ikke vist) for kopling av eksterne innretninger. I denne anordningen sender SMCU 107 ut informasjon som har kommet inn fra sensorene og/eller mottakerne 182 i borehullet 100 til displayet 186 eller til kontrollene 183. Ved bruk av anordningen som er illustrert, kan trykkdifferensialen mellom den øvre delen og den nedre delen av borehullet 100 overvåkes og justeres til et optimalt nivå for åpning av ventilen. I tillegg til trykkinformasjon nære DDV 110 kan systemet også inkludere nærhetssensorer som beskriver posisjonen til hylsen 226 i ventilen som er ansvarlig for å holde ventilen i åpen posisjon. Ved å forsikre at hylsen 226 er helt i åpen eller lukket posisjon kan ventilen opereres mer effektivt. SMCU 107 kan videre inkludere en strømforsyning 184 for forsyning av strøm for å operere SMCU 107. En separat datainnretning slik som en bærbar PC 187 kan også tilkoples SMCU 107.

Figur 7 er et seksjonsoverblikk av et borehull 100 med verktøystrenger 700 som inkluderer et telemetriverktøy 702 anstilt i borehullet 100. Telemetriverktøyet 702 overfører avlesningene av instrumentene til et fjerntliggende sted ved hjelp av radio-bølger eller andre midler. I en utførelse vist i figur 7 bruker telemetriverktøyet 702 elektromagnetiske bølger (EM) 704 for å overføre brønnhullsinformasjon til et fjerntliggende sted, i dette tilfellet en mottaker 706 som er plassert i eller nære et kabinett til en DDV 110 i stedet for ved en overflate av borehullet. Alternativt kan DDV 110 være en instrumenteringsovergang som omfatter sensorer, mottakere, og kretssystem men inkluderer ikke andre komponenter av DDV 110 slik som en ventil. EM-bølgen 704 kan være enhver form for elektromagnetisk stråling, slik som radiobølger, gammastråler, eller røntgenstråler. Telemetriverktøyet 702 anordnet i rørstrengen,

700 nære borkronen 707, overfører data relatert til beliggenheten og frontvinkelen av borkronen 707, hullskråning, brønnhulltrykk eller andre variabler. Mottakeren 706 omsetter EM-bølgene 704 som den mottar fra telemetriverktøyet 702 til et elektrisk signal som er matet til et kretssystem i DDV 110 via en kort kabel 710. Signalet går til SMCU via en leder i en kontrolledning 126. På lignende måte kan et elektrisk signal fra SMCU sendes til DDV 110 som deretter kan sende et EM-signal til telemetri-verktøyet 702 for å kunne forsyne toveis kommunikasjon. Ved hjelp av telemetri-verktøyet 702 i samband med DDV 110 og dets eksisterende kontrolledning 126 som kopler det til SMCU ved overflaten, økes påliteligheten og ytelsen til telemetri-verktøyet 702 siden EM-bølgene 704 ikke trenger å overføres så langt gjennom formasjoner. Derfor vil utførelser av denne oppfinnelsen sørge for kommunikasjon med brønnhullinnretninger, slik som et telemetriverktøy 702 som er plassert nedenfor formasjonene som inneholder en EM-barriere. Eksempler på brønnhullsverktøy brukt sammen med telemetriverktøyet 702 inkluderer et verktøy for måling under boring (MWD) eller et verktøy for trykk under boring (PWD).

Utvidbare sandsilrør

Nok et annet anvendelsesområde for apparatet og metodene for den gjeldende oppfinnelsen er relatert til bruken av et utvidbart sandsilrør eller ESS og sanntidsmåling av trykk som kreves for utvidelse av ESS. Bruk av apparatet eller metodene for den gjeldende oppfinnelsen med sensorer innlemmet i et utvidelses-verktøy og data overført til en SMCU 107 (Se figur 6) via en kontrollledning koplet til en DVV eller instrumenteringsovergang som har kretspaneler, sensorer, og mottakere deri, trykk i og rundt utvidelsesverktøyet, kan overvåkes og justeres fra en overflate av et borehull. Under bruk mottar DDV eller instrumenteringsovergangen et signal lignende det signalet som er beskrevet i figur 7 fra sensorene innlemmet i utvidelses-verktøyet, behandler signalet med kretspanelene, og sender data relatert til trykk i og rundt utvidelsesverktøyet til overflaten gjennom kontrolledningen. Basert på data mottatt ved overflaten kan en operatør justere et trykk påført til ESS ved å forandre et væsketrykk forsynt til utvidelsesverktøyet.

Optiske sensorer med utplasseringsventiler for brønnhull

Figur 8 viser en alternativ utførelse av den gjeldende oppfinnelsen som fremstiller et seksjonsoverblikk av foringsrørstrengen 102 anordnet innen borehullet 100 og anstilt deri ved sement 104. Som i figur 1 forlenges foringsrørstrengen 102 fra overflaten av borehullet 100 fra innen brønnhode 106 med ventilsammenstillingen 108 for kontrollering av strømmen med væske fra borehullet 100. En utplasseringsventil for brønnhull (DDV) 310 er anordnet innen foringsrørstrengen 102 og er en integral del av foringsrørstrengen 102. DDV 310 inkluderer et kabinett 312, en klaff 430 som har et ledd 432 ved en ende, og et ventilsete 442 dannet innen den indre diameteren av kabinettet 312 nærliggende klaffen 430. Klaffen 430, leddet 432, og ventilsetet 442 opererer på samme måte og har de samme egenskapene som klaffen 230, leddet 232, og ventilsetet 242 av figurene 1-6, slik at de ovenstående beskrivelsene av operasjonen og egenskapene av komponentene gjelder likt for utførelsene i figurene 8-12.

Spesielt er klaffen 430 brukt til å separere den øvre delen av borehullet 130 fra den nedre delen av borehullet 120 ved forskjellige stadier av operasjonen. En hylse 226 (Se figur 2A) er brukt for å holde klaffen 430 i en åpen posisjon ved å forlenges nedover for å dekke klaffen 230 og sikre en i all vesentlighet uhindret indre diameter gjennom DDV 310.

Plassert innen kabinettet 312 av DDV 310 er en optisk sensor 362 for måling av forhold eller parametere innen en formasjon 248 eller borehullet, slik som temperatur, trykk, seismiske forhold, akustiske forhold, og/eller væskesammenstilling i formasjonen 248, inkludert forholdet olje til vann, olje til gass, eller gass til væske. Den optiske sensoren 362 kan omfatte enhver passende type optiske følings-elementer slik som de beskrevet i U. S patentnummer 6.422.084, som er innlemmet heri for referanse i sin helhet. For eksempel kan den optiske sensoren 362 omfatte en optisk fiber som har det reflekterende elementet innkapslet deri; og et rør som har den optiske fiberen og det reflekterende elementet kledd inn deri langs en langs- gående akse av røret, hvor røret er smeltet til minst en del av fiberen. Alternativt kan den optiske sensoren 362 omfatte en stor diameter optisk bølgeleder som har en ytre kappe og en indre kjerne anordnet deri.

Den optiske sensoren 362 kan inkludere en trykksensor, temperatursensor, akustisk sensor, seismisk sensor eller andre sonder eller sensorer som tar temperatur- eller trykkmålinger. I en utførelse er den optiske sensoren 362 en seismisk sensor. Den seismiske sensoren 362 påviser og måler seismiske, trykk-akustiske bølger 401, 411, 403, 501, 511, 503, 601, 611, 603 i figurene 10-12) avgitt fra en seismisk kilde 371, 471, 571 plassert innen borehullet 100 ved en beliggenhet slik som en borestreng 305 (Se figur 10) ved overflaten av borehullet 100 (Se figur 11) eller i et nærliggende borehull 700 (Se figur 12). Operasjonen og konstruksjonen av en Bragg bøyningsgittersensor som kan brukes med den gjeldende oppfinnelsen er beskrevet i det felleseide U. S patentnummer 6.072.567 med tittelen "Vertikalt seismisk profileringssystem som har vertikal seismiskprofilerende optisk signalprosesseringsutstyr og Fiber Bragg bøyningsgitter optiske sensorer" publisert 6. juni 2000, som er innlemmet heri for referanse i sin helhet.

Konstruksjonen og operasjonen av optiske sensorer passende for bruk med den gjeldende oppfinnelsen, i utførelsen til en FBG-sensor, er beskrevet i U. S patentnummer 6,597,711 publisert 22. juli 2003 med tittelen "Bragg bøynings-gitterbasert laser" som er innlemmet heri for referanse i sin helhet. Hvert Bragg bøyningsgitter er konstruert for å reflektere en spesiell bølgelengde eller frekvens av lys som brer seg langs kjernen, tilbake i retning av lyskilden den kom fra. Spesielt er bølgelengden av Bragg bøyningsgitter forskjøvet for å forsyne sensoren.

En annen passende type optisk sensor for bruk med den gjeldende oppfinnelsen, er en FBG-basert inferometrisk sensor. En utførelse av en FBG-basert inferometrisk sensor som kan brukes som den optiske sensoren 362 til den gjeldende oppfinnelsen er beskrevet i US patentnummer 6,175,108, publisert 16. januar 2001 med tittelen "Akselerometer som har fiberoptisk Bragg bøyningsgittersensor for å forsyne multipleks, flerakset akselerasjonsføling" som er innlemmet heri for referanse i sin helhet. Den inferometriske sensoren inkluderer to FBG-bølgelengder separert ved en lengde med fiber. Ved endring i lengden av fiber mellom de to bølgelengdene måles en endring i ankomsttiden av lyset reflektert fra en bølgelengde til den andre bølgelengden. Endringen i ankomsttiden indikerer borehull- eller formasjonsparameteren.

DDV 310 inkluderer også en overflateovervåkning og kontrollenhet (SMCU) 251 for å tillate klaffen 430 å åpnes og fjernlukkes fra brønnoverflaten. SMCU 251 inkluderer tilbehør av en mekanisk lignende aktuator 324 og en kontrolledning 326 for å overføre hydraulisk væske og/eller elektriske spenninger. SMCU 251 behandler og rapporterer seismisk informasjon samlet av den seismiske sensoren 362 på et display.

En optisk ledning 327 er koplet til en ende av den optiske sensoren 362 og den andre enden til SMCU 251 og kan inkludere en prosesseringsenhet for omforming av signalet overført gjennom den optiske ledningen 327 til meningsfulle data. Den optiske ledningen 327 er i optisk kommunikasjon med den optiske sensoren 362, så vel som at SMCU 251 har optisk signalprosesseringsutstyr. En eller flere kontrolledningbeskyttere 361 er plassert på foringsrørstrengen 102 for å huse og beskytte kontrolledningen 326 så vel som den optiske ledningen 327.

Ethvert antall med ytterligere seismiske sensorer 352 (eller andre typer optiske sensorer slik som en trykksensor, temperatursensor, akustisk sensor, etc.) kan lokaliseres på foringsrørstrengen 102 ved intervaller over den seismiske sensoren 362 for å forsyne ytterligere beliggenheter som den seismiske kilden 371, 471, 571 kan overføre akustiske bølger (ikke vist). Når man bruker ytterligere seismiske sensorer 352, 356 kjøres den optiske ledningen 327 inn i de seismiske sensorene 352, 356 på sin vei fra den seismiske sensoren 362 til SMCU 251. Seismisk sensorbærere 353, 357 (for eksempel metallrør) kan være anordnet rundt de seismiske sensorene 352, 356 for å beskytte de seismiske sensorene 353, 356 så vel som kontrolledningen 326 og den optiske ledningen 327.

Måling under boring

Figur 9 viser klaffen 430 i lukket posisjon, brønnhodet 106 åpent, og en borestreng 305 anstilt i borehullet 100. Borestrengen 305 er rørstrenger eller verktøystrenger med et jordfjerningsledd 306 operativt koplet til dets nedre ende. En klaffengasjerende ende 240 (Se figur 2A) av et ventilsete 442 i kabinettet 312 er plassert på motsatt side av klaffen 430.1 posisjonen til klaffen 430 fremstilt i figur 9 forspenner et forspenningsledd 234 (Se figur 2A) klaffen 430 mot ventilsetet 442.1 en utførelse vist i figur 2A er forspenningsleddet 234 en fjær. Figurene 10-12 viser DDV 310 i en åpen posisjon og borestrengen 305 forlenget fra den øvre delen 130 til den nedre delen 120 av borehullet 100. Figur 10 viser en seismisk kilde 371 som er plassert innen borestrengen 305, med akustiske bølger 401 og 411 avgitt fra den seismiske kilden 371 inn i formasjonen 248, og deretter reflektert eller delvis reflektert fra formasjonen 248 inn i den seismiske sensoren 362. På en lignende måte viser figur 11 en seismisk kilde 471 som er plassert ved overflaten av borehullet 100, med akustiske bølger 501 og 511 avgitt fra den seismiske kilden 471 inn i formasjonen 248, og deretter reflektert eller delvis reflektert fra formasjonen 248 inn i den seismiske sensoren 362. Figur 12 viser en seismisk kilde 571 som er plassert i et nærliggende borehull 700, med akustiske bølger 601 og 611 også avgitt fra den seismiske kilden 571 inn i formasjonen 248, og deretter reflektert eller delvis reflektert fra formasjonen 248 inn i den seismiske sensoren 362. I en alternativ utførelse kan vibrasjonen av selve borestrengen 305 eller et annet brønnhullsverktøy virke som den seismiske kilden når det vibrerer mot borehullet eller foringsrøret i borehullet. De seismiske kildene 371, 471 og 571 i figurene 10-12 overfører alle en akustisk bølge 403, 503 eller 603 direkte til den seismiske sensoren 362 for kalibreringsformål.

I bruk blir foringsrørstrengen 102 med DDV 310 anordnet derpå, senket ned i det utborede borehullet 100 gjennom det åpne brønnhodet 106 og sementert deri med sement 104. Innledningsvis er klaffen 430 holdt i åpen posisjon av hylsen 226 (Se figur 2A) for å sørge for et uhindret borehull 100 for væskesirkulering under innkjøring av foringsrørstrengen 102. Figur 8 viser foringsrørstrengen 102 og DDV 310 sementert innen borehullet 100 med klaffen 430 i åpen posisjon.

Når det er ønskelig å kjøre inn borestrengen 305 i borehullet 100 for å bore til en videre dybde innen formasjonen 248, er klaffen 430 lukket. Borestrengen 305 er anstilt i brønnhodet 106. Figur 9 viser klaffventilen 430 lukket og borestrengen 305 er anstilt i borehullet 100.

Brønnhodet 106 er deretter lukket til atmosfærisk trykk fra overflaten. DDV 310 -klaffen 430 er åpnet. Borestrengen 305 er deretter senket inn i den nedre delen 120 av borehullet 100 og deretter videre senket for å bore inn i formasjonen 248. Figurene 10-12 fremstiller tre forskjellige konfigurasjoner for overføring av formasjonsforhold til overflaten mens borestrengen 305 er boret inn i formasjonen 248. Formasjonsforhold kan også overføres til SMCU 251 før eller etter borestrengen 305 er boret inn i formasjonen.

I Figur 10, mens borestrengen 305 er boret inn i formasjonen 248 overfører den seismiske kilden 371 akustiske bølger 401, som kommer tilbake fra beliggenhet 400 i formasjonen 248 til den seismiske sensoren 362. Alternativt kan den seismiske kilden aktiveres når borestrengen 305 er stasjonær (ikke borer), for eksempel ved å presse væske gjennom borestrengen gjennom en omformer som avgir akustisk energi. Den seismiske kilden 371 overfører også akustiske bølger 411 som kommer tilbake fra beliggenhet 410 i formasjonen 248 til den seismiske sensoren 362. Den seismiske kilden 371 overfører også akustiske bølger 403, som kommer direkte tilbake til den seismiske sensoren 362. Den direkte overføringen av akustiske bølger 403 er nødvendig for å behandle den samlede informasjonen og tolke det endelige bildet ved å utlede avstanden mellom borekronen og den seismiske sensoren 362 pluss reisetiden for å kalibrere de akustiske bølgene 401 og 411. Fordi de akustiske bølgene 401 og 411 må gå til formasjonen 248 og deretter til den seismiske sensoren 362, eksisterer det en tidsforsinkelse. For å utjevne de akustiske bølgene 401 og 411 med tidsforsinkelsen kan den direkte akustiske bølgen 403 måles uten tidsforsinkelse forårsaket av avprelling av formasjonen 248. De ytterligere seismiske sensorene 352 og 356 på utsiden av foringsrørstrengen 102 kan også motta akustiske bølger (ikke vist) som kommer tilbake fra formasjonen 248 ved forskjellige beliggenheter. Ethvert antall med akustiske bølger kan avgis av hver seismiske kilde 371, 352, 356 ved hvilken som helst vinkel med hensyn til formasjonen 248 og til enhver beliggenhet innen formasjonen 248. Ytterligere akustiske bølger er vist avgitt fra den seismiske kilden 371 ved varierende vinkler til varierende beliggenheter.

Etter at de akustiske bølgene 401,411 og 403 (og enhver akustisk bølge fra de ytterligere seismiske sensorene 352 og 356) er overført inn i formasjonen 248 til den seismiske kilden 371 og deretter reflektert eller delvis reflektert til den seismiske sensoren 362, overføres den samlede informasjonen gjennom en optisk kabel 327 til SMCU 251. SMCU 251 behandler informasjonen som er mottatt gjennom den optiske kabelen 327. Operatøren kan lese informasjonen produsert av SMCU 251 og justere posisjonen og boreretningen eller borebanen til borestrengen 305, komposisjonen av borevæsken introdusert gjennom borestrengen 305 og andre parametere i løpet av boring. Et alternativ kan være at data tolkes ved et databehandlingssenter som ikke er på stedet.

Figur 11 viser en alternativ utførelse av den gjeldende oppfinnelsen. I denne utførelsen utføres vertikal seismisk profilering foran jordfjerningsleddet 306 av borestrengen 305 av en seismisk kilde 471 avgitt fra overflaten av borehullet 100, heller enn fra jordfjerningsleddet 306. Den seismiske kilden 471 avgir akustiske bølger 501 som kommer tilbake fra formasjonen 248 ved beliggenhet 500 til den seismiske sensoren 362. Den seismiske kilden 471 avgir også akustiske bølger 511, som kommer tilbake fra formasjonen 248 ved beliggenhet 510 til den seismiske sensoren 362. Den seismiske kilden 471 avgir akustiske bølger 503, som reiser gjennom en direkte bane til den seismiske sensoren 362 uten å komme tilbake fra formasjonen 248. Akustisk bølge 503 er brukt for kalibreringsformål som beskrevet ovenfor i relasjon til akustiske bølger 403 av figur 10. De ytterligere seismiske sensorene 352 og 356 på utsiden av foringsrørstrengen 102 kan også motta akustiske bølger (ikke vist) som er kommet tilbake fra formasjonen 248 ved forskjellige beliggenheter. Ethvert antall akustiske bølger kan avgis av hver seismiske kilde 471, 352, 356 ved enhver vinkel med hensyn til formasjonen 248 og til enhver beliggenhet innen formasjonen 248 og overføres til den seismiske sensoren 362. Informasjonen som blir samlet av den seismiske sensoren 362 overføres til SMCU 251 gjennom den optiske kabelen 327, og resten av operasjonen er den samme som operasjonen beskrevet i relasjon til figur 10.

Figur 12 viser en videre alternativ utførelse av den gjeldende oppfinnelsen. Her er den seismiske kilden 571 avgitt fra et nærliggende borehull 700. Borehullet 700 er vist med foringsrør 602 sementert deri med sement 604. Den seismiske kilden 571 er vist plassert i det ringformede område mellom foringsrøret 602 og borehullet 700, men kan være plassert hvor som helst innen det nærliggende borehullet 700 for bruk i forhold til den gjeldende oppfinnelsen. Spesifikt kan den seismiske kilden 571, blant andre muligheter, være anordnet på en rørstreng (ikke vist) innen det nærliggende borehullet 700. I likhet med operasjonen av utførelsen av figurene 10-11, avgir den seismiske kilden 571 akustiske bølger 601 inn i beliggenheten 600 i formasjonen 248, som kommer tilbake fra formasjonen 248 til den seismiske sensoren 362. Den seismiske kilden 571 avgir akustiske bølger 611 inn i beliggenheten 610 i formasjonen 248, og den akustiske bølgen 611 kommer tilbake fra formasjonen 248 til den seismiske sensoren 362. Den akustiske bølgen 603 er overført direkte fra den seismiske kilden 571 til den seismiske sensoren 362 for kalibreringsformål som beskrevet over i relasjon til figurene 10-11. De ytterligere seismiske sensorene 352 og 356 på utsiden av foringsrørstrengen 102 kan også motta akustiske bølger (ikke vist) som kommer tilbake fra formasjonen 248 ved forskjellige beliggenheter. Ethvert antall akustiske bølger kan avgis av hver seismiske kilde 371, 352, 356 ved enhver vinkel med hensyn til formasjonen 248 og til enhver beliggenhet innen formasjonen 248 for mottakelse av den seismiske sensoren 362. Informasjonen som blir samlet av den seismiske sensoren 362 overføres til SMCU 251 gjennom en optisk kabel 327, og resten av operasjonen er den samme som operasjonen beskrevet i relasjon til figur 10.

I et annet aspekt av den gjeldende oppfinnelsen kan optiske sensorer brukes i utførelser av DDV, vist i figurene 1-6, for å måle differensialtrykket over utplasseringsventilen i brønnhullet. En optisk sensor kan også brukes for å måle posisjonen av klaffventilen til utplasseringsventilen i brønnhullet. En FBG kan koples med klaffen via et spenningsinduserende ledd, slik at bevegelsen av klaffventilen induserer en spenning på FBG. Spenningen på FBG kan resultere i en forandring i FBR-bølgelengden som indikerer posisjonen på klaffventilen. De optisk-seismiske, trykk-, temperatur-, eller akustiske sensorene vist og beskrevet i relasjon til figurene 8-12 kan også brukes i kombinasjon med de optiske sensorene brukt i figurene 1-6 for å måle differensialtrykk langs DDV.

Selv om de ovenstående beskrivelsene av figurene 8-12 var planlagt med bruken av en seismisk sensor 362 innen DDV 310, kan en optisk trykksensor (ikke

vist) eller temperatursensor (ikke vist) også brukes med DDV 310 til de ovenstående figurene for å måle temperatur eller trykk innen formasjonen 248 eller borehullet 100. Den gjeldende oppfinnelsen kan brukes i seismisk profilering av vertikale eller kryss-brønner i 2D, 3D eller 4D eller uavbrutt seismisk overvåking, slik som mikroseismisk overvåking. VSP kan oppnås når den seismiske kilden er plassert ved overflaten ved å flytte den seismiske kilden for å akkumulere hele bildet av formasjonen. Seismisk profilering av kryssbrønn kan oppnås når seismisk kilde er plassert i et nærliggende borehull ved å flytte den seismiske kilden for å akkumulere et helt bilde av formasjonen.

Utførelsene fremstilt i figurene 8-12 kan også være nyttige for å kalibrere overflateseismiske data etter at foringsrørstrengen har blitt plassert ved en kjent dybde innen borehullet. Videre, som beskrevet ovenfor, forsyner den gjeldende oppfinnelsen sanntids seismisk data mens man borer inn i formasjonen, inkludert avbilding foran borestrengen og forutsigelse av poretrykk. Målingene fra de akustiske bølgene som blir sendt til SMCU kan brukes i geostyring for å bringe det seismiske bildet i samsvar og oppdatere seismisk data som først er blitt oppnådd ved seismisk måling av nåværende forhold mens man borer inn i formasjonen. Geostyring tillater operatøren å bestemme i hvilken retning man skal styre strengen for å bore til den bestemte delen av formasjonen. Informasjonen samlet av den seismiske sensoren kan plasseres inn i modeller for å bestemme formasjonsforholdene i sanntid.

De ovenstående utførelsene er også nyttige ved utførelse av akustisk overvåking mens man borer inn i formasjonen, inkludert overvåking av vibrasjonen av borestrengen og/eller jordfjerningsleddet mot foringsrøret i borehullet, sammen med overvåking av vibrasjonen av andre verktøy og brønnhullskomponenter mot forings-røret innen borehullet, overvåking av akustikk av borevæsker introdusert i borestrengen inn i formasjonen, og overvåkingsakustikk innen et nærliggende borehull.

Utførelser av den gjeldende oppfinnelsen er ikke bare nyttige for å få seismisk data i sanntid, men også for å sørge for overvåking av seismiske forhold etter at brønnen har blitt boret, inkludert, men ikke begrenset til, mikroseismisk overvåking og annen akustiske overvåking under produksjonen av hydrokarboner innen brønnen. Mikroseismisk overvåking tillater operatøren å påvise, evaluere og lokalisere små bruddhendelser relatert til produksjonsoperasjoner, slik som de som er forårsaket av bevegelse av hydrokarbonvæsker eller av synkingen eller komprimeringen av formasjonen. Etter at brønnen har blitt boret kan den gjeldende oppfinnelsen også brukes for å få tak i seismisk informasjon fra et nærliggende borehull.

Strømningsmåler

Andre parametere kan måles ved hjelp av optiske sensorer i henhold til den gjeldende oppfinnelsen. En strømningsmåler 875 kan inkluderes som en del av foringsrørstrengen 102 for å måle volumetrisk fraksjon av individuelle faser av en flerfaset blanding som strømmer gjennom foringsrørstrengen 102, så vel som å måle strømningsrater av komponenter i flerfaseblandingen. Ved å få tak i disse målingene tillates overvåking av stoffene som fjernes fra borehullet mens man borer, som beskrevet nedenfor.

Spesielt når man brukes optiske sensorer som de øvre og nedre sensorene 128 og 129 og ytterligere sensorer (ikke vist) for å måle posisjonen av hylsen 226 eller andre borehullparametere som beskrevet i relasjon til figurene 1-6, kan en strømningsmåler anordnes innen foringsrørstrengen 102 over eller under DDV 110. I figur 13 er strømningsmåleren 875 vist over DDV 110. DDV 110 har de samme komponentene og opererer på samme måte som beskrevet ovenfor i relasjon til figurene 1-6, slik at like komponenter er markert med like nummer i figurene 1-6. Foringsrørstrengen 102, som har en indre overflate 806, og en ytre overflate 807, er vist anstilt innen et borehull 100 boret ut av en formasjon 815. Foringsrørstrengen 102 er anstilt innen borehullet 100 ved hjelp av sement 104.

Brønnhodet 106 med ventilsammenstillingen 108 kan plasseres ved overflaten 865 av borehullet 100. Forskjellige verktøy, inkludert en borestreng 880 kan senkes gjennom brønnhodet 106. Borestrengen 880 inkluderer et rør 882 som har et jordfjerningsledd 881 koplet til dets nedre ende. Jordfjerningsleddet 881 har passasjene 883 og 884 derigjennom for bruk i sirkulering av borevæske F1 mens man borer inn i formasjonen 815 (Se nedenfor).

En SMCU 860 som er den samme som SMCU 251 i figurene 8-12 så vel som SMCU 107 i figurene 1-7 er også tilstedeværende ved overflaten 565. SMCU 860 kan inkludere en lyskilde, leveringsutstyr og en logisk styringsenhet, inkludert optisk signalprosessering som beskrevet ovenfor. En optisk kabel 855 som i all vesentlighet er den samme som den optiske ledningen 327 i figurene 8-12 er koplet til en ende av SMCU 860.

Strømningsmåleren 875 kan i all vesentlighet være den samme som strømningsmåleren beskrevet i en patentanmeldt U. S patentsøknad med seriellnummer 10/348,040 med tittelen "Ikke-inntrengende strømningsmåler" og registrert 21. januar 2003, som er innlemmet heri for referanse i sin helhet. Andre strømnings-målere kan også være nyttige sammen med den gjeldende oppfinnelsen. Strømnings-måleren 875 tillater at det finnes volumetriske fraksjoner av individuelle faser av en flerfaset blanding som strømmer igjennom foringsrørstrengen 102, så vel som strømningsrater av individuelle faser av den flerfasede blandingen. De volumetriske fraksjonene blir bestemt ved hjelp av en blandingstetthet og lydhastighet til blandingen. Blandingstettheten kan bestemmes ved direkte måling fra en tetthetsmåler eller basert på en målt trykkdifferensial mellom to vertikalt forskjøvete målingspunkter (vist som P1 og P2) og en målt massehastighet av blandingen som beskrevet i patentsøknaden som er innlemmet ovenfor for referanse. Forskjellige ligninger er brukt for å kalkulere strømningsraten og/eller komponentfraksjonene av væsken som strømmer igjennom foringsrørstrengen 102 ved bruk av de ovenstående parameterne, som offentliggjort og beskrevet i søknaden som er innlemmet ovenfor.

I en utførelse kan strømningsmåleren 875 inkludere en hastighetssensor 891 og lydhastighetssensor 892 for måling av volumhastighet og lydhastighet av væsken, respektivt, opp gjennom den indre overflaten 806 av foringsrørstrengen 102. Disse parametere er brukt i ligninger for å kalkulere strømningsraten og/eller fasefraksjoner av væsken. Som illustrert kan sensorene 891 og 892 integreres i enkelt-strømningssensorsammenstilling (FSA) 893. Som et alternativ kan sensorene 891 og 892 være separate sensorer. Hastighetssensoren 891 og lydhastighetssensoren 892 av FSA 893 kan ligne de som er beskrevet i felleseide U. S patentnummer 6,354,147, med tittelen "Væskeparametermåling i rør ved bruk av akustiske trykk", utstedt 12. mars 2002 og innlemmet heri for referanse.

Strømningsmåleren 875 kan også inkludere kombinerte trykk- og temperatursensorer (P/T) 814 og 816 rundt den ytre overflaten 807 av foringsrørstrengen 102, hvor sensorene 814 og 816 ligner på de som er beskrevet i detalj i det felleseide US patentnummeret 5,892,860 med tittelen "Flerparameter fiberoptisk sensor for bruk i barske miljøer" utstedt 6.april 1999 og er innlemmet heri for referanse. Som et alternativ kan trykk- og temperatursensorene være separate fra hverandre. Videre, for noen utførelser kan strømningsmåleren 875 bruke en optisk differensialtrykksensor (ikke vist). Sensorene 891, 892, 814 og/eller 816 kan koples til foringsrørstrengen 102 ved hjelp av metoder og apparater beskrevet i relasjon til tilkopling av sensorene 30, 130, 230, 330, 430 til foringsrørstrengene 5, 105, 205, 305, 405 i figurene 1-5 av patentanmeldt US patentsøknad med seriellnummer 10/676,376 som har juridisk sammenfatningsnummer WEAT/0438 med tittelen "Permanent utplassering av optiske sensorer i et brønnhull" registrert på samme dag som den nåværende søknaden, som er innlemmet heri for referanse i sin helhet.

Den optiske kabelen 855, som beskrevet ovenfor i relasjon til figurene 8-12, kan inkludere en eller flere optiske fibre for å kommunisere med sensorene 891, 892, 814, 816. Avhengig av en spesiell anordning kan de optiske sensorene 891, 892, 814, 816 distribueres på en felles fiber eller distribueres blant flere fibre. Fibrene kan koples til andre sensorer (for eksempel videre i brønnhullet), avbrytes eller koples tilbake til SMCU 860. Strømningsmåleren 875 kan også inkludere enhver passende kombinasjon av periferiske elementer (f.eks. optiske kabeltilkoplinger, splittere, etc.) godt kjent i teknikken for kopling av fiber. Videre kan fibrene være dekket med beskyttende belegg og kan utplasseres i fiberleveringsutstyr som også er godt kjent i teknikken.

Utførelsene av strømningsmåleren 875 kan inkludere forskjellige anordninger av trykksensorer, temperatursensorer, hastighetssensorer og lydhastighetssensorer. Således kan strømningsmåleren 875 inkludere enhver passende anordning av sensorer for å måle differensialtrykk, temperatur, volumhastighet av blandingen, og lydhastighet i blandingen. Metodene og apparatene beskrevet heri kan brukes for å måle individuelle komponentfraksjoner og strømningsrater av en stor mengde med væskeblandinger i forskjellige applikasjoner. Flere strømningsmålere 875 kan brukes sammen med foringsrørstrengen 102 for å måle strømningsraten og/eller fasefraksjonene av forskjellige beliggenheter langs foringsrørstrengen 102.

For noen utførelser kan en konvensjonell tetthetsmåler (for eksempel en nukleær væsketetthetsmåler) brukes for å måle tettheten av blandingen illustrert i

Figur 2B av den ovenstående søknaden som er innlemmet (Seriellnummer 10/348,040) og beskrevet deri. Imidlertid, forandre utførelser, kan tettheten av blandingen være bestemt, basert på et målt differensialtrykk mellom to vertikale forflyttede målingspunkter og en volumhastighet av væskeblandingen, også beskrevet i den ovenstående søknaden som er innlemmet (Seriellnummer 10/348,040).

I bruk er strømningsmåleren 875 plassert innen foringsrørstrengen 102, for eksempel ved hjelp av en gjengekopling til andre foringsrørdeler. Borehullet 100 er boret til en første dybde med en borestreng (ikke vist). Borestrengen er deretter fjernet. Foringsrørstrengen 102 er deretter senket inn i det utborete borehullet 100. Sement 104 blir sendt inn i den indre diameteren av foringsrørstrengen 102, som deretter strømmer ut gjennom den nedre enden av foringsrørstrengen 102 og opp gjennom det ringformede rommet mellom den ytre overflaten 807 av foringsrør-strengen 102 og den indre diameteren av borehullet 100. Sementen 104 blir herdet under hydrostatiske forhold for å sette foringsrørstrengen 102 permanent fast innen borehullet 100.

Fra nå av er strømningsmåleren 875 permanent installert innen borehullet 100 innen foringsrørstrengen 102 og er i stand til å måle væskestrømning og komponentfraksjoner som er tilstede i væsken som strømmer gjennom den indre diameteren av foringsrørstrengen 102 i løpet av borehulloperasjoner. Samtidig opererer DDV 110 som beskrevet ovenfor for å åpne og lukke når borestrengen 880 fungerer som verktøyet 500 (Se figurene 1-6) som er satt inn i borehullet 100, og de optiske sensorene 128, 129, 131 kan føle borehull og formasjonsforhold så vel som posisjonen til hylsen 226, som beskrevet ovenfor i relasjon til figurene 1-6.

Ofte er borehullet 100 boret til en andre dybde innen formasjonen 815. Som beskrevet ovenfor i relasjon til figur 5 er borestrengen 880 av figur 13 satt inn i foringsrørstrengen 102 og er brukt for å bore inn i formasjonen 815 til en andre dybde. I løpet av boreprosessen er det vanlig å introdusere borevæske F1 i borestrengen 880. Borevæsken F1 strømmer ned gjennom borestrengen 880 som indikert av pilene markert F1, og deretter ut gjennom passasjene 883 og 884. Etter de går ut av passasjene 883, 884, blandes borevæsken F1 med partikkelstoffene, inkludert borekaks produsert fra boringen i jorddannelsen 815, som deretter bærer partikkelstoffene, inkludert borekakset, til overflaten 865 ved hjelp av væskeblandingen F2, som inkluderer borevæsken F1 og partikkelstoffene. Væskeblandingen F2 strømmer til overflaten 865 gjennom et ringrom mellom den ytre diameteren av borestrengen 880 og den indre overflaten 806 av foringsrørstrengen 102, som indikert av de markerte pilene F2. Borevæsken F1 er vanligvis introdusert for å kunne rense borehullet 100 for borekakset og for å forenkle banen for borestrengen 880 gjennom formasjonen 815 under boreprosessen.

Mens væskeblandingen F2 sirkulerer opp gjennom ringrommet mellom borestrengen 880 og foringsrørstrengen 102, kan strømningsmåleren 875 brukes for å måle strømningsraten av væskeblandingen F2 i sanntid. Videre kan strømnings-måleren 875 brukes for å måle i sanntid komponentfraksjonene av olje, vann, slam, og/eller partikkelstoffer, inkludert borekaks, som strømmer opp gjennom ringrommet i væskeblandingen F2. Spesielt sender de optiske sensorene 891, 892, 814 og 816 de målte borehullparameterne opp gjennom den optiske kabelen 855 til SMCU 860. Den optiske signalprosesseringsdelen av SMCU 860 kalkulerer strømningsraten og komponentfraksjonene av væskeblandingen F2, som beskrevet i den ovenstående søknaden som er innlemmet (Seriellnummer 10/348,040) ved hjelp av ligninger og algoritmer offentliggjort i den ovenstående søknaden. Denne prosessen er gjentatt for ytterligere borestrenger og foringsrørstrenger.

Ved å bruke strømningsmåleren 875 for å oppnå sanntidsmålinger under boring, kan komposisjonen av borevæsken F1 endres for å optimere boreforhold og strømningsraten til borevæsken F1 kan justeres for å sørge for den ønskede komposisjonen og/eller strømningsraten av væskeblandingen F2. I tillegg kan sanntidsmålinger under boring vise seg å være nyttig for å indikere mengden med borekaks som kommer til overflaten 865 av borehullet 100, spesielt ved måling av mengden med borekaks tilstedeværende i væskeblandingen F2 mens den strømmer opp gjennom ringrommet ved bruk av strømningsmåleren 875, og deretter måle mengden med borekaks tilstedeværende i væsken som går ut til overflaten 865. Komposisjonen og/eller strømningsraten av borevæsken F1 kan deretter justeres i løpet av boreprosessen for å forsikre seg, for eksempel, om at borekakset ikke akkumuleres innen borehullet 100 og hindrer banen for borestrengen 880 gjennom formasjonen 815.

Mens sensorene 891, 892, 814, 816 er fortrinnsvis anordnet rundt den ytre overflaten 807 av foringsrørstrengen 102 er det innen omfanget av oppfinnelsen for en eller flere av sensorene 891, 892, 814, 816 å plasseres rundt den indre overflaten av foringsrørstrengen 102 eller innkapsles innen foringsrørstrengen 102. I en applika-sjon for den gjeldende oppfinnelsen kan temperatur-, trykk- og strømningsrate-målinger oppnådd av de ovenstående utførelsene brukes for å bestemme når et underbalanser! forhold er oppnådd innen borehullet 100.

Mens det foregående er rettet mot utførelser for den gjeldende oppfinnelsen kan andre og videre utførelser av denne oppfinnelsen planlegges uten å vike fra dets grunnleggende omfang og omfanget derav er bestemt ved patentkravene som følger:

Claims

1. Fremgangsmåte for måling av borehull- eller formasjonsparametere,karakterisert vedat den omfatter: -å plassere et brønnhullsverktøy innen et borehull (100), hvor brønnhullsverktøyet omfatter: -en foringsrørstreng (102), hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull (310); og -en optisk sensor (362) anordnet på foringsrørstrengen; - å sementere foringsrørstrengen innen borehullet; og -å senke en borestreng (305) inn i borehullet mens borehull- eller formasjonsparametere blir avfølt med den optiske sensoren.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å justere en bane for borestrengen mens man senker borestrengen inn i borehullet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattede det å justere en sammensetting eller mengde med borevæske mens man senker borestrengen inn i borehullet.

4. Apparat for overvåking av forholdene i et borehull eller en formasjon,karakterisert vedat det omfatter: -en foringsrørstreng sementert i borehullet, hvor minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull for selektiv forhindring av en fluidbane gjennom foringsrørstrengen; og -minst en optisk sensor anordnet på foringsrørstrengen forføling av en eller flere parametere innen borehullet eller formasjonen; og -en styreledning (326) hovedsakelig parallell med en optisk ledning (327) som forbinder en overflate-overvåknings- og kontrollenhet (251) til utplasseringsventilen for brønnhull, hvori minst en del av styreledningen og den optiske ledning er beskyttet av minst et kabinett (312) anbrakt rundt foringsrørstrengen.

5. Apparat ifølge krav 4, der den minst ene optiske sensor omfatter en seismisk sensor, akustisk sensor, trykksensor, eller temperatursensor.

6. Fremgangsmåte for permanent overvåking av minst en borehull- eller formasjonsparameter, karakterisert vedat den omfatter trinnene: -å plassere en foringsrørstreng (102) i et borehull (100), der minst en del av foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull (310) med minst en optisk sensor (362) anordnet deri, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen; - å sementere foringsrørstrengen i borehullet; -å styre utplasseringsventilen mellom lukket og åpen posisjon, hvori den lukkede posisjon i hovedsak forhindrer en boring i foringsrørstrengen og den åpne posisjonen tilveiebringer en passasje for et verktøy å føres gjennom boringen; og -å avføle minst én borehulls- eller formasjonsparameter ved hjelp av den optiske sensoren.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der den minst ene optiske sensor omfatter en seismisk sensor, akustisk sensor, trykksensor, eller temperatursensor.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der foringsrørstrengen videre omfatter en strømningsmåler (875) og der strømningsmåleren avføler en fluidstrømningsrate eller en sammensetning av fluidet.

9. Fremgangsmåte for bestemmelse av strømningsegenskaper for et fluid som strømmer gjennom en foringsrørstreng, karakterisert vedat den omfatter trinnene: -å tilveiebringe en foringsrørstreng sementert innen et borehull, hvor foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull og minst en optisk sensor koplet dertil, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen: -å måle egenskaper av fluider som strømmer gjennom foringsrørstrengen ved hjelp av den minst ene optiske sensoren; og -å bestemme minst en av fluidets volumetriske fasefraksjon eller fluidets strømningsrate på basis av de målte fluidegenskapene.

10. Apparat for bestemmelse av strømningsegenskapene til et fluid som strømmer gjennom en foringsrørstreng i et borehull, karakterisert vedat det omfatter: -en foringsrørstreng sementert i borehullet, hvor foringsrørstrengen omfatter en utplasseringsventil for brønnhull, hvori utplasseringsventilen for brønnhull er en integral del av foringsrørstrengen; og -minst en optisk sensor koplet til foringsrørstrengen for avføling av minst en av fluidets volumetriske fasefraksjon eller fluidets strømningsrate gjennom foringsrørstrengen.