NO342943B1 - Fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy, og et apparat for evaluering av en grunnformasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy, og et apparat for evaluering av en grunnformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO342943B1 NO342943B1 NO20093483A NO20093483A NO342943B1 NO 342943 B1 NO342943 B1 NO 342943B1 NO 20093483 A NO20093483 A NO 20093483A NO 20093483 A NO20093483 A NO 20093483A NO 342943 B1 NO342943 B1 NO 342943B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- phase
- coil
- amplitude
- logging tool
- measurements
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 53
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 29
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 14
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 10
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 6
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 230000005674 electromagnetic induction Effects 0.000 description 4
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
- Transmission And Conversion Of Sensor Element Output (AREA)
Abstract
En fasefeil i målinger gjort av et resistivitetslogg- everktøy blir estimert ved å posisjonere verktøyet over en elektrisk ledende overflate. Avvik fra 90° for den målte fasedifferansen mellom senderen og mottageren fra gir fasefeilen i elektronikken. Det er lagt vekt på at dette sammendraget er skaffet tilveie for å stemme med de reglene som krever at et sammendrag som tillater en søker eller annen leser raskt å sette seg inn i innholdet i den tekniske avsløringen. Det er utgitt med den forståelse at det ikke vil bli brukt til å tolke eller begrense rekkevidden eller meningen med kravene.
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole for å gjøre multikomponent målinger, og et apparat for evaluering av en grunnformasjon, samt et datamaskinlesbart medium for bruk med et loggeverktøy.
Brønnloggeinstrumenter basert på elektromagnetisk induksjonsresistivitet er godt kjent innen fagfeltet. Brønnloggeinstrumenter basert på elektromagnetisk induksjonsresistivitet blir benyttet til å bestemme den elektriske konduktiviteten, og dennes resiproke enhet, resistivitet, til grunnformasjoner som gjennomtrenges av et borehull. Formasjonsledingsevne er blitt bestemt basert på resultater av måling av det magnetiske feltet til hvirvelstrømmer som instrumentet induserer i formasjonen som omgir borehullet. Den elektriske ledningsevnen blir blant annet benyttet til å få en antydning om fluidinnholdet grunnformasjonene. Det er typisk slik at lavere ledningsevne (høyere resistivitet) blir assosiert med hydrokarbonførende grunnformasjoner. De fysiske prinsippene med brønnlogging basert på elektromagnetisk induksjon er godt beskrevet, for eksempel i J. H. Moran og K. S. Kunz, Basic Theory of Induction Logging and Application to Study of Two-Coil Sondes, Geophysics, vol.
27, No.6, part 1, sidene 829-858, Society of Exploration Geophysicists, desember 1962. Mange forbedringer og modifikasjoner av elektromagnetiske induksjonsresistivitetsinstrumenter som er beskrevet I Moran og Kunz referansen er blitt presentert, og noen av disse er beskrevet for eksempel i US 4837517 av Barber, i US 5157605 av Chandler m.fl., og i US 5600246 av Fanini m.fl.
I et vertikalt borehull responderer et konvensjonelt loggeverktøy med sendere og mottagere (induksjonsspoler) orientert bare langs borehullets akse på den gjennomsnittlige horisontale konduktiviteten som kombinerer konduktiviteten til både sand og skifer. Disse gjennomsnittlige avlesningene blir vanligvis dominert av den relativt høyere konduktiviteten til skiferlagene og viser redusert følsomhet for den lavere konduktiviteten til sandlag der hydrokarbonreserver blir produsert. For å angripe dette problemet har man gått over til å benytte tverrgående induksjonsloggeverktøy som har magnetiske sendere og mottagere (indusjonsspoler) som er orientert på tvers av verktøyets langsgående akse. Slike instrumenter for tverrgående induksjonsbrønnlogging er beskrevet i PCT Patent publikasjonen US 6147496 til Strack m. fl., US 5452761 til Beard m. fl., US 5999883 til Gupta m. fl. og US 5781436 til Forgang m. fl..
I induksjonsloggeinstrumenter avhenger de innhentede dataene av fordelingen av elektromagnetiske parametre (konduktivitet) der verktøyets induksjonsmottagere opererer. Slik måler ideelt sett loggeverktøyet magnetiske signaler som induseres av hvirvelstrøm som flyter i formasjonen. Variasjoner i størrelse og fase av hvirvelstrømmene som opptrer som resultat av variasjoner i formasjonenes konduktivitet avspeiles som tilsvarende variasjoner i utgangsspenningen fra mottagere. I konvensjonelle induksjonsinstrumenter, blir disse motta-induksjonsspolespenningene kondisjonert og så prosessert ved bruk av analoge fasesensitive detektorer eller digitalisert med digital-analog-omformere og så prosessert med signalprosesseringsalgoritmer. Prosesseringen åpner for å bestemme både mottagerspenningsamplitude og fase ut ifra den induserte senderstrømmen eller det magnetiske feltets bølgeform. Man har funnet det hensiktsmessig for videre geofysisk tolkning utenfor borehullet, å levere det prosesserte signalet som en vektorkombinasjon av to spenningskomponenter: en som er i-fase med sendebølgeformen og en annen, ute av fase, kvadraturkomponent. Teoretisk er i-fase -spolespenningskomponentamplituden den mest følsomme og støyfrie indikatoren til formasjonsledningsevnen.
Et viktig forhold ved bruk av slike verktøy er hensiktsmessig posisjonering, orientering og kalibrering av verktøyets spoler. Forhold som posisjonering og orientering blir tatt opp i US-patentet 7379 818 til Rabinovich m.fl., US patentet 7 268 555 til Rabinovich m.fl., og US patentet 7333891 til Rabinovich m.fl. som alle har samme innehaver som den foreliggende søknaden. Den foreliggende presentasjonen omhandler feil i elektronikken.
SAMMENDRAG AV DET PRESENTERTE MATERIALET
Den foreliggende oppfinnelse vedrører i et første aspekt en fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole for å gjøre multikomponent målinger, kjennetegnet ved:
(a) å posisjonere loggeverktøyet parallell med en metallplate som har en flat elektrisk ledende overflate;
(b) å orientere verktøyet slik at en akse til den minst ene sendespolen er overveiende parallell med overflaten og en akse til den minst ene mottaspolen er overveiende ikke-horisontal;
(c) å aktivere den minst ene sendespolen og å motta et signal i den minst ene mottaspolen som stammer fra aktiveringen;
(d) å bestemme en fasefeil i signalet ut ifra signalet; og
(e) å registrere minst én av (I) fasefeilen; og (II) en fasekorreksjon avledet av fasefeilen, på et egnet medium.
Ytterligere utførelsesformer er angitt i underkravene 2-9.
Det beskrives således en fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy som har minst en senderspole og minst en mottagerspole for å foreta multikomponent målinger. Fremgangsmåten innbefatter å posisjonere loggeverktøyet over en elektrisk ledende overflate, å orientere verktøyet slik at en akse til den minst ene sendespolen er overveiende parallell med overflaten og en akse til den minst ene mottaspolen er overveiende ikke-horisontal, å aktivere den minst ene sendespolen og å motta et signal i den minst ene mottaspolen som resultat av aktiveringen, å bestemme ut ifra signalet en fasefeil i signalet, og registrering av fasefeilen og/eller en fasekorreksjon avledet av fasefeilen på et egnet medium. Loggeverktøyet kan innrettes for bruk i et borehull og den minst ene sendespolen kan omfatte to sendespoler som drives sekvensielt. Den minst ene mottaspolen kan omfatte to mottaspoler. Å bestemme fasefeilen kan videre omfatte å måle en faseforskjell mellom en strøm i sendespolen og signalet. Å bestemme fasefeilen kan også innbefatte å måle forskjeller i fase mellom strømmer i de to sendespolene og tilsvarende signaler i mottaspolene ved en flerhet av rotasjonsvinkler for verktøyet og å bestemme et gjennomsnitt av disse differansene. Fremgangsmåten kan videre omfatte å måle en amplitude av signalet og å bestemme en amplitudefeil ved å sammenligne den målte amplituden med en amplitude som er innhentet fra en modellsimulering. Amplitudefeilen og/eller en amplitudekorreksjon kan registreres på et egnet medium. Fremgangsmåten kan videre omfatte å føre loggeverktøyet inn i et borehull og foreta målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen, å foreta fasekorreksjoner, eller faseamplitudekorreksjoner, av målingene for å tilveiebringe korrigerte målinger, og å benytte de korrigerte målingene til å bestemme en formasjonsresistivitet og/eller reservoarnavigasjon. Å posisjonere loggeverktøyet på oversiden av en elektrisk ledende overflate kan omfatte bruk av et ikke-magnetisk metall.
I et andre aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse et apparat for evaluering av en grunnformasjon, kjennetegnet ved:
(a) et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole som er innrettet til å foreta multikomponentmålinger, der loggeverktøyet er innrettet til å posisjoneres overveiende parallelt med en metallplate som har en flat elektrisk ledende overflate; og
(b) en prosessor som er innrettet til:
(A) å bestemme en fasefeil i et signal i den minst ene mottaspolen som resultat av aktivering av den minst ene sendespolen; og
(B) å registrere minst én av (I) fasefeilen, og (II) en fasekorreksjon avledet fra fasefeilen, på et egnet medium.
Ytterligere utførelser av dette aspekt er gitt i underkravene 11-18.
Det beskrives således et apparat for evaluering av en grunnformasjon. Apparatet omfatter et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole innrettet til å foreta multikomponent målinger. Loggeverktøyet er innrettet til å posisjoneres overveiende parallelt med en elektrisk ledende overflate. Apparatet omfatter også en prosessor som er innrettet til å bestemme en fasefeil i signalet i den minst ene mottaspolen som kommer a aktivering av den minst ene sendespolen og registrere fasefeilen og/eller en fasekorreksjon på et egnet medium. Loggeverktøyet kan innrettes for bruk i et borehull i grunnformasjonen og den minst ene sendespolen kan omfatte to sendespoler som er innrettet til å opereres sekvensielt. Den minst ene mottaspolen kan omfatte to mottaspoler. Prosessoren kan innrettes til å bestemme fasefeilen ved å måle en forskjell i fasen mellom en strøm i den minst ene sendespolen og signalet. Prosessoren kan videre innrettes til å bestemme en amplitudefeil ved å sammenligne signalets amplitude med en amplitude innhentet fra en modellsimulering og registrere amplitudefeilen og/eller en amplitudekorreksjon på et egnet medium. Loggeverktøyet kan være innrettet til å benyttes i et borehull i grunnformasjonen og at minst en sendespole kan omfatte to sendespoler innrettet til å opereres i sekvens. Den minst ene mottaspolen kan omfatte to mottaspoler.
Prosessoren kan innrettes til å bestemme fasefeilen ved å måle en forskjell i fase mellom en strøm i den minst ene sendespolen og signalet. Prosessoren kan videre innrettes til å bestemme en amplitudefeil ved å sammenligne amplituden til signalet med en amplitude som er fremskaffet ved en modelleringssimulering. Apparatet kan videre omfatte en sammenstilling nede i borehullet som er innrettet til å plassere loggeverktøy inn i et borehull å gjøre det mulig å foreta målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen og en prosessor kan videre innrettes til å legge en fasekorreksjon, eller en fasekorreksjon og en amplitudekorreksjon, til målingene som blir gjort i borehullet for å tilveiebringe korrigerte målinger og å benytte de korrigerte målingene til å bestemme en formasjonsresistivitet og/eller reservoarnavigasjon. Den elektrisk ledende overflaten kan være av et ikkemagnetisk materiale.
I et tredje aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse et datamaskinlesbart medium for bruk med et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole innrettet til å foreta multikomponent induksjonsmålinger, der loggeverktøyet er innrettet il å plasseres overveiende parallelt med en elektrisk ledende overflate og mediet omfatter instruksjoner som gjør det mulig for prosessoren:
(a) å bestemme en fasefeil i et signal i den minst ene mottaspolen av et loggeverktøy posisjonert parallell til en metallplate som har en flat elektrisk ledende overflate som resultat av aktivering av den minst ene sendespolen av loggeverktøyet; og
(b) å registrere minst en av (I) fasefeilen; og (II) en fasekorreksjon avledet fra fasefeilen, på et egnet medium.
Ytterligere utførelser av dette aspekt er gitt i kravene 20-21.
Det beskrives således et datamaskinlesbart medium for bruk med et loggeverktøy som har minst en sendespole og minst en mottaspole som er innrettet til å gjøre multikomponent induksjonsmålinger, der loggeverktøyet er innrettet til å posisjoneres overveiende parallelt med en elektrisk ledende overflate, der mediet omfatter instruksjoner som gjør det mulig for prosessoren å bestemme en fasefeil i signalet ved mottaspolen som et resultat av aktivering av sendespolen, og registrere fasefeilen og/eller en fasekorreksjon på et egnet medium. Loggeverktøyet kan være innrettet for bruk i et borehull. Mediet kan omfatte en ROM, en EPROM, en EAROM, et Flashminne og en optisk disk.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
For en detaljert forståelse av den foreliggende avsløringen bør man merke seg den etterfølgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukne utførelsesformen, sett i sammenheng med de tilhørende tegningene der like elementer er blitt gitt like referanser og der:
FIG. 1 (kjent teknikk) viser et skjematisk diagram av et boresystem som har en borestreng som omfatter et sensorsystem i henhold til herværende presentasjon;
FIG. 2 illustrerer en eksempelvis sender og mottager -sammensetning av et loggeverktøy for bruk med fremgangsmåten til den herværende presentasjonen;
FIG. 3 illustrerer oppstillingen av loggeverktøyet under kalibrering; og FIG. 4 illustrerer en eksempelvis variasjon av fasemålingen når et verktøy roteres.
DETALJERT BESKRIVELSE AV PRESENTASJONEN
FIG. 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en borestreng 20 som bærer et boreoppsett 90 (også referert til som bunnhullstreng eller "BHA" [bottom hole assembly]) plassert i en oljebrønn eller borehull 26 for boring av oljebrønnen. Boresystemet 10 omfatter et konvensjonelt boretårn 11 som står oppreist på et gulv 12 som støtter et rotasjonsbord 14 som roteres av en primærmaskin som for eksempel en elektrisk motor (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet.
Borestrengen 20 omfatter et rør som for eksempel et borerør 22 som strekker seg nedover fra overflaten og inn i borehullet 26. Borestrengen 20 blir presset inn i borehullet 26 når et borerør 22 blir benyttet som røret. Imidlertid vil, til anvendelser med kveilet rør, en rørinjektor, som for eksempel en injektor (ikke vist), bli benyttet til å bevege røret fra en kilde fra denne, som for eksempel en spole (ikke vist), til borehullet 26. Borekronen 50 som er festet til enden av borestrengen brekker opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore ut borehullet 26. Borekronen 50 som er festet til enden av borestrengen brekker opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore opp borehullet 26. Dersom et borerør 22 benyttes, kobles borestrengen 20 til et heiseverk 30 via en Kelly-kobling 21, svivel 28, og line 29 gjennom en trinse 23. Under boreoperasjoner blir heiseverket 30 styrt til å regulere vekten på kronen, hvilket er en viktig parameter som påvirker inntrengningshastigheten. Driften av heiseverket er godt kjent innen fagområdet og blir derfor ikke detaljert beskrevet her.
Under boreoperasjoner blir en egnet borefluid 31 fra et slamlager (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom en kanal i borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. borefluidet passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en bølgedemper (ikke vist), fluid linje 38 og Kelly-kobling 21. Borefluidet 31 blir sluppet ut i bunnen av borehullet 51 gjennom en åpning i borekronen 50. Borefluidet 31 tjener til å smøre borekronen 50 og til å frakte borehullets avskjær og biter vekk fra borekronen 50. En sensor S1som typisk er plassert i linjen 38 skaffer tilveie informasjon om fluidets flythastighet. En overflatesensor for vridningsmoment S2respektive en sensor S3som er assosiert med borestrengen 20, tilveiebringer informasjon om vridningsmomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen. I tillegg blir en sensor (ikke vist) som er assosiert med line 29 benyttet til å skaffe tilveie kroklasten til borestrengen 20.
I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borekronen 50 rotert ved bare å rotere borerøret 22. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir en motor 55 (slammotor) nede i borehullet plassert i boreanordningen 90 for å rotere borekronen 50 og borerøret 22 blir vanligvis rotert for å bidra til rotasjonskraften, hvis nødvendig, og for å lede til endringer i boreretningen.
I en eksempelvis utførelsesform i Fig.1 er slammotoren 55 koblet til borekronen 50 via en drivaksel (ikke vist) som befinner seg i en bæreanordning 57. Slammotoren roterer borekronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Bæreanordningen 57 støtter de radielle og aksiale kreftene til borekronen. En stabilisator 58 som er koblet til bæreanordningen 57 tjener som en sentralisator for den nederste delen av slammotoranordningen.
I en utførelsesform av oppfinnelsen er en boresensormodul 59 plassert nær borekronen 50. Boresensormodulen omfatter sensorer, kretsløp og prosesseringsprogramvare og algoritmer som har å gjøre med de dynamiske boreparametrene. Slike parametre omfatter typisk kronehopp, slepe-klistring av boreanordningen, bakoverrotasjon, moment, sjokk, borehull og ringromtrykk, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borekronetilstanden. Et egnet telemetri- eller kommunikasjonsundersystem 72, som for eksempel benytter toveis telemetri, er også tilveiebrakt som illustrert i boreanordningen 90. Boresensormodulen prosesserer sensorinformasjonen og sender den til overflatestyreenheten 40 via telemetrisystemet 72.
Kommunikasjons-undersystemet 72, en kraftforsyning 78 og et MWD (measurement while drilling) -verktøy er alle koblet i tandem med borestrengen 20. Det blir for eksempel benyttet fleksible koblinger ved kobling av MWD-verktøyet 79 i boreanordningen 90. Slike koblinger og verktøy danner den nedre boreanordningen 90 i bunnen av borehullet mellom borestrengen 20 og borekronen 50. Boreanordningen 90 foretar ulike målinger innbefattet pulset nukleær magnetiske resonansmålinger mens borehullet blir boret. Kommunikasjons-undersystemet 72 får tak i signalene og målingene og overfører signalene, ved bruk av for eksempel toveis telemetri, for prosessering på overflaten. Alternativt kan signalene prosesseres ved bruk av en prosessor nede i borehullet i boreanordningen 90.
Overflatestyreenheten eller prosessoren 40 mottar også signaler fra andre sensorer og innretninger nede i borehullet og signalerer fra sensorene S1-S3og andre sensorer som benyttes i systemet 10 og prosesserer slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner som er skaffet tilveie til overflatestyreinnretningen 40. Overflatestyreinnretningen 40 omfatter typisk en datamaskin eller et mikroprosessorbasert prosesseringssystem, minne til lagring av programmer eller modeller og data, en registreringsanordning for registrering av data og andre periferiinnretninger.
Styreinnretningen 40 er typisk innrettet til å aktivere alarmer 44 når visse usikre eller uønskede driftsbetingelser opptrer.
Fig. 2 viser en asimutalresistivitetskonfigurasjon som er egnet til bruk for å illustrere fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen. En fremgangsmåte for bruk av verktøyet blir diskutert i US-patentsøknaden med serienummer 11/489.875 til Wang m.fl. som har samme søker som foreliggende søknad. Verktøyet omfatter to sendere 251, 251' hvis dipolmomenter er parallelle med verktøyets akseretning og to mottagere 253, 253' som står vinkelrett på senderetningen. I en utførelsesform av oppfinnelsen opererer verktøyet ved en frekvens på 400 kHz. Når den første senderen avfyres måler de tomottagerne det magnetiske feltet som dannes av den induserte strømmen i formasjonen og slik gjøres det også med den andre senderen. Signalene kombineres på følgende måte:
HT1= H2- (d1/(d1+d2))<3>• H1
HT2= H1- (d1/(d1+d2))<3>• H2(1).
Her er H1og H2målinger fra den første respektive den andre mottageren, og distansene d1og d2er som indikert i Fig.4. Verktøyet roterer med BHA og i en eksempelvis driftsmåte gjøres målinger i 16 vinkelretninger som er 22,5º fra hverandre. Målepunktet er i senteret mellom to mottagere. I en homogen isotropisk formasjon ville intet signal bli detektert i noen av de to mottagerne. Oppfinnelsen gjør derfor bruk av tverrkomponentmålinger, kalt hovedkrysskomponenter, som skaffes tilveie fra et par med langsgående sendere som er plassert på en av sidene til minst en mottager på tvers. Man skal videre notere seg at ved å benytte godt kjent rotasjon av koordinater kan fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen også brukes til ulike kombinasjoner av målinger så lenge de (i), hører sammen med signaler som genereres fra motstående sider av en mottager, og (ii), kan roteres for å gi hovedkrysskomponentene.
Den doble senderkonfigurasjonen er også diskutert i US-patentsøknaden 11/298255 til Yu med flere, som har samme søker som den foreliggende oppfinnelsen.
Verktøykalibrering kompenserer for faseskiftet i antennekretsene og elektronikken. Dette gjennomføres ved å posisjonere verktøyet horisontalt over en metallplate 361 som vist i Fil.3. I en utførelsesform av oppfinnelsen er platen laget av et ikkemagnetisk materiale slik som aluminium, ikke-magnetisk stål, titan, kobber, messing etc. og utbrer seg over et område på minst 8' x 4' (2,4m x 1,2m). I stedet for antennespolene som er vist (som i Fig.2), er spor på antennedekselet vist i Fig.3. Hver av de to sendespolene 353, 353' aktiveres og ekkosignalet ved hver av de to mottagerspolene 353, 353' blir målt. Til denne kalibreringen er referanseutskriften 355 vertikal slik at mottagerspolene er vertikale. Under ideelle betingelser burde alle mottatte signaler vise et 90º faseskift. I realiteten er, på grunn av iboende faseskift i elektronikken og antennene, målte faseskift tilbøyelig til å være forskjellig fra 90º, og noe forskjellig fra hverandre. Kalibreringsprosedyren består av å bestemme fasekorreksjonen som er påkrevet for å føre alle faseavlesningene til 90º.
Fig. 4 viser den målte faseforskjellen mellom en av senderne (T1) og en av mottagerne (R1) mens verktøyet roteres og senderen er aktivert. Abscissen representerer rotasjonsvinkelen fordelt på 16 sektorer eller binger, hver på 22,5º. Venstre og høyre kant korresponderer med grensen mellom binge 0 og binge 15 (utskrift øverst, vertikal mottagerspoleakse) mens grensen mellom bingene 7 og 8 er med utskrift nederst. Som man kan se har kurven 401 en skarp overgang mellom omtrent -90º og 90º mellom bingene 3 og 4 (horisontal mottagerspole). Fasefeilen i denne bestemte sender/mottager -kombinasjonen er gitt som differansen mellom 90º og den målte fasen for sektor 0. Fasekorreksjonen basert på denne fasefeilen blir så anvendt på målingene som gjøres med denne sender/mottager -kombinasjonen. Idet fasekorreksjonen er utført, blir amplitudene til signalene brukt til andre anvendelser slik som bestemmelse av formasjonsresistivitet og til reservoarnavigasjon (bestemmelse av distansen til et grensesnitt i jordformasjonen). Bruk til reservoarnavigasjon av slike målinger diskuteres for eksempel i Wang-søknaden.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir feilene til de fire sender/mottager -kombinasjonene midlet og en midlet korreksjon blir anvendt på alle målingene.
I en utførelsesform av oppfinnelsen blir amplitudene til signalene målt ved hver av de to mottagerne som resultat av aktivering av hver av verktøysenderne. Disse målte amplitudene blir sammenlignet med amplitudene som predikteres fra modellsimuleringer og en amplitudekorreksjon blir anvendt på målingene. Ved anvendelse av amplitude og fasekorreksjoner, ved bruk av amplitudene til de korrigerte målingene, kan forbedrede estimater av formasjonsegenskaper oppnås og reservoarnavigasjon forbedres. Fagpersoner vil forstå at å anvende amplitude og/eller fasekorreksjoner er ekvivalent med å korrigere fase og kvadratur -komponenter for signalene.
Man bør merke seg at beskrivelsen av fremgangsmåten ved bruk av en aksial sender og en mottager på tvers ikke skal oppfattes som en begrensning av oppfinnelsen. Fremgangsmåten med amplitude og fase -kalibrering er på tilsvarende måte anvendbar til enhver anvendelse med vinklede antennespoler.
Man bør merke seg at beskrivelsen av oppfinnelsen med referanse til en måling under boring -konfigurasjon ikke skal oppfattes som en begrensning. Noen aspekter ved oppfinnelsen kan også utføres med et loggeverktøy som er plassert på en loggesnor inne i et borehull. I forbindelse med den foreliggende oppfinnelsen kan en loggesnor og en bunnhullstreng kollektivt refereres til som borestreng.
Den foregående beskrivelsen er rettet mot bestemte utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen i den hensikt å illustrere og forklare, mens det imidlertid vil være åpenbart for en fagperson at mange modifikasjoner og endringer av utførelsesformene, som er omtalt ovenfor, er mulige uten å avvike fra oppfinnelsen slik den er definert av patentkravene.
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy som har minst en sendespole (251) og minst en mottaspole (253) for å gjøre multikomponent målinger,
k a r a k t e r i s e r t v e d :
(a) å posisjonere loggeverktøyet parallell med en metallplate (361) som har en flat elektrisk ledende overflate;
(b) å orientere verktøyet slik at en akse til den minst ene sendespolen (251) er overveiende parallell med overflaten og en akse til den minst ene mottaspolen (253) er overveiende ikke-horisontal;
(c) å aktivere den minst ene sendespolen og å motta et signal i den minst ene mottaspolen som stammer fra aktiveringen;
(d) å bestemme en fasefeil i signalet ut ifra signalet; og
(e) å registrere minst én av (I) fasefeilen; og (II) en fasekorreksjon avledet av fasefeilen, på et egnet medium.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t :
(i) loggeverktøyet er innrettet til bruk i et borehull i grunnformasjonen; og
(ii) den minst ene sendespolen omfatter to sendespoler som opereres sekvensielt.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t :
(i) loggeverktøyet er innrettet til bruk i et borehull i grunnformasjonen; og
(ii) den minst ene mottaspolen omfatter to mottaspoler.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der å bestemme fasefeilen videre omfatter: å måle en differanse i fase mellom en strøm i den minst ene sendespolen og signalet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der å bestemme fasefeilen videre omfatter: (i) å måle en differanse i fase mellom en strøm i de to sendespolene og de korresponderende signalene i de to mottaspolene i en flerhet av rotasjonsvinkler for verktøyet; og
(ii) å bestemme et gjennomsnitt av nevnte differanser.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende:
(i) å bestemme en amplitude på signalet;
(ii) å bestemme en amplitudefeil ved å sammenligne den målte amplituden med en amplitude skaffet tilveie fra en modellsimulering; og
(iii) å registrere minst en av (i) amplitudefeilen, og (ii) amplitudekorreksjonen som er avledet fra amplitudefeilen, på et egnet medium.
7. Fremgangsmåten ifølge krav 1 videre omfattende:
(i) å plassere loggeverktøyet i et borehull og gjøre målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen;
(ii) å anvende fasekorreksjonen på målingene som er gjort i borehullet for å skaffe tilveie fasekorrigerte målinger; og
(iii) å benytte de fasekorrigerte målingene til minst en av: (A) å bestemme en formasjonsresistivitet; og (B) reservoarnavigasjon.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6 videre omfattende:
(i) å plassere loggeverktøyet i et borehull og gjøre målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen;
(ii) å anvende amplitude og fasekorreksjonen på målingene som er gjort i borehullet for å skaffe tilveie amplitude og fasekorrigerte målinger; og (iii) å benytte de amplitude og fasekorrigerte målingene til minst en av: (A) å bestemme en formasjonsresistivitet; og (B) reservoarnavigasjon.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1 der å posisjonere loggeverktøyet parallell til en metallplate som har en elektrisk ledende overflate videre omfatter å posisjonere loggeverktøyet over en metallplate av et ikke-magnetisk materiale.
10. Apparat for evaluering av en grunnformasjon,
k a r a k t e r i s e r t v e d :
(a) et loggeverktøy som har minst en sendespole (251) og minst en mottaspole (253) som er innrettet til å foreta multikomponentmålinger, der loggeverktøyet er innrettet til å posisjoneres overveiende parallelt med en metallplate (361) som har en flat elektrisk ledende overflate; og
(b) en prosessor som er innrettet til:
(A) å bestemme en fasefeil i et signal i den minst ene mottaspolen som resultat av aktivering av den minst ene sendespolen; og (B) å registrere minst én av (I) fasefeilen, og (II) en fasekorreksjon avledet fra fasefeilen, på et egnet medium.
11. Apparat ifølge krav 10, der
(i) loggeverktøyet er innrettet for bruk i et borehull i en grunnformasjon;
(ii) den minst ene sendespolen omfatter to sendespoler som er innrettet til å opereres sekvensielt.
12. Apparat ifølge krav 11, der
(i) loggeverktøyet er innrettet for bruk i et borehull i en grunnformasjon;
(ii) den minst ene mottaspolen omfatter to mottaspoler.
13. Apparat ifølge krav 11, der prosessoren er innordnet til å bestemme fasefeilen ved å måle en differanse i fase mellom en strøm i den minst ene sendespolen og signalet.
14. Apparat ifølge krav 10 der prosessoren er innrettet til å bestemme fasefeilen ved:
(i) å måle differanser i fase mellom en strøm i de to sendespolene og korresponderende signaler i de to mottaspolene i en flerhet av rotasjonsvinkler for verktøyet; og
(ii) å bestemme et gjennomsnitt av nevnte differanser.
15. Apparat ifølge krav 11 videre omfattende:
(i) å bestemme en amplitudefeil ved å sammenligne en amplitude på signalet med en amplitude som er skaffet tilveie fra en modellsimulering; og
(ii) registrere minst en av (I) amplitudefeilen; og (II) en amplitudekorreksjon avledet fra amplitudefeilen, på et egnet medium.
16. Apparat ifølge krav 11 videre omfattende:
(i) en bunnhullstreng innrettet til å plassere loggeverktøyet inn i et borehull og foreta målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen; og
der prosessoren videre er innrettet til:
(ii) å anvende fasekorreksjonen på målingene som er foretatt i borehullet til å tilveiebringe fasekorrigerte målinger; og
(iii) å benytte de fasekorrigerte målingene til minst en av: (A) å bestemme en formasjonsresistivitet; og (B) reservoarnavigasjon.
17. Apparat ifølge krav 16 videre omfattende:
(i) en bunnhullstreng innrettet til å plassere loggeverktøyet inn i et borehull og å foreta målinger med den minst ene sendespolen og den minst ene mottaspolen; og
der prosessoren videre er innrettet til:
(ii) å anvende amplitude og fasekorreksjonen på målingene som er foretatt i borehullet til å tilveiebringe amplitude og fasekorrigerte målinger; og
(iii) å benytte de amplitude og fasekorrigerte målingene til minst en av: (A) å bestemme en formasjonsresistivitet; og (B) reservoarnavigasjon.
18. Apparat ifølge krav 11 der den elektrisk ledende overflaten omfatter ikkemagnetisk materiale.
19. Et datamaskinlesbart medium for bruk med et loggeverktøy som har minst en sendespole(251) og minst en mottaspole (253) innrettet til å foreta multikomponent induksjonsmålinger, der loggeverktøyet er innrettet il å plasseres overveiende parallelt med en elektrisk ledende overflate og mediet omfatter instruksjoner som gjør det mulig for prosessoren:
(a) å bestemme en fasefeil i et signal i den minst ene mottaspolen (253) av et loggeverktøy posisjonert parallell til en metallplate (361) som har en flat elektrisk ledende overflate som resultat av aktivering av den minst ene sendespolen (251) av loggeverktøyet; og
(b) å registrere minst en av (I) fasefeilen; og (II) en fasekorreksjon avledet fra fasefeilen, på et egnet medium.
20. Medium ifølge krav 19 der loggeverktøyet er innrettet for bruk i et borehull i grunnformasjonen.
21. Medium ifølge krav 19 der mediet er utvalgt fra gruppen bestående av (i) en RPM, (ii) en EPROM, (iii) en EAROM, (iv) et Flash-minne, og (v) en optisk disk.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/767,359 US7915895B2 (en) | 2007-06-22 | 2007-06-22 | Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument |
PCT/US2008/067609 WO2009002816A1 (en) | 2007-06-22 | 2008-06-20 | Method of calibrating and azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20093483L NO20093483L (no) | 2010-03-22 |
NO342943B1 true NO342943B1 (no) | 2018-09-03 |
Family
ID=40135830
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20093483A NO342943B1 (no) | 2007-06-22 | 2009-12-07 | Fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy, og et apparat for evaluering av en grunnformasjon |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7915895B2 (no) |
BR (1) | BRPI0812804B1 (no) |
NO (1) | NO342943B1 (no) |
WO (1) | WO2009002816A1 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10353111B2 (en) * | 2008-08-21 | 2019-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automated leg quality monitoring systems and methods |
US10041343B2 (en) | 2009-06-02 | 2018-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods |
US8614578B2 (en) * | 2009-06-18 | 2013-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Attenuation of electromagnetic signals passing through conductive material |
US9765609B2 (en) | 2009-09-26 | 2017-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole optical imaging tools and methods |
US8890541B2 (en) | 2011-08-17 | 2014-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for calibrating deep-reading multi-component induction tools with minimal ground effects |
BR112015017462A2 (pt) | 2013-03-13 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | método para calibrar ferramentas de resistividade em ambientes com ruído de radiofrequência e sistema para calibrar ferramentas de resistividade em ambientes com ruído de radiofrequência |
DE112013007420T5 (de) | 2013-09-10 | 2016-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oberflächenkalibrierung eines Bohrlochwiderstandsvermessungswerkzeugs |
US9541666B2 (en) | 2014-03-29 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging while drilling tool |
US9423525B2 (en) | 2014-03-29 | 2016-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Gain compensated directional propagation measurements |
US9618647B2 (en) | 2014-10-27 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gain compensated symmetrized and anti-symmetrized angles |
US9766365B2 (en) | 2014-10-27 | 2017-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Compensated deep measurements using a tilted antenna |
US9784880B2 (en) | 2014-11-20 | 2017-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Compensated deep propagation measurements with differential rotation |
US9798036B2 (en) * | 2015-01-23 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corkscrew effect reduction on borehole induction measurements |
IT201600074309A1 (it) * | 2016-07-15 | 2018-01-15 | Eni Spa | Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione. |
US11112523B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Calibration of electromagnetic measurement tool |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4720681A (en) * | 1981-06-08 | 1988-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Digital induction logging tool |
US5500597A (en) * | 1993-07-30 | 1996-03-19 | Computalog Research, Inc. | Multiple transmit frequency induction logging system with closed loop conversion circuitry for phase and gain variation elimination |
US20020105333A1 (en) * | 2000-09-02 | 2002-08-08 | Amini Bijan K. | Measurements of electrical properties through non magneticially permeable metals using directed magnetic beams and magnetic lenses |
Family Cites Families (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3124742A (en) * | 1964-03-10 | Apparatus for investigating earth formations having an | ||
BE633100A (no) * | 1946-06-11 | |||
US3094658A (en) * | 1959-03-17 | 1963-06-18 | Halliburton Co | Logging system using electrostatically shielded coils |
US3808520A (en) * | 1973-01-08 | 1974-04-30 | Chevron Res | Triple coil induction logging method for determining dip, anisotropy and true resistivity |
US3890563A (en) * | 1973-10-24 | 1975-06-17 | Texaco Inc | Magnetic susceptibility logging apparatus for distinguishing ferromagnetic materials |
US3996518A (en) * | 1974-10-31 | 1976-12-07 | Carrier Communication, Inc. | Inductive carrier communication systems |
US4514693A (en) * | 1977-12-27 | 1985-04-30 | Texaco Inc. | Dielectric well logging system with electrostatically shielded coils |
US4302722A (en) * | 1979-06-15 | 1981-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging utilizing resistive and reactive induced signal components to determine conductivity and coefficient of anisotropy |
FR2474171A1 (fr) * | 1980-01-18 | 1981-07-24 | Barnoud Francois | Penetrometre statique |
US4416494A (en) * | 1980-10-06 | 1983-11-22 | Exxon Production Research Co. | Apparatus for maintaining a coiled electric conductor in a drill string |
US4455529A (en) * | 1981-06-08 | 1984-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Digital induction logging tool including means for measuring phase quadrature components in a phase sensitive detector |
US4471436A (en) * | 1982-01-12 | 1984-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Phasor processing of induction logs including shoulder and skin effect correction |
US4808929A (en) * | 1983-11-14 | 1989-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Shielded induction sensor for well logging |
US4651101A (en) * | 1984-02-27 | 1987-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging sonde with metallic support |
US4857852A (en) * | 1986-06-20 | 1989-08-15 | Schlumberger Technology Corp. | Induction well logging apparatus with transformer coupled phase sensitive detector |
US5157605A (en) | 1987-04-27 | 1992-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging method and apparatus including means for combining on-phase and quadrature components of signals received at varying frequencies and including use of multiple receiver means associated with a single transmitter |
US4837517A (en) * | 1987-07-16 | 1989-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Spatial frequency method and apparatus for investigating earth conductivity with high vertical resolution by induction techniques |
US5065099A (en) * | 1990-02-02 | 1991-11-12 | Halliburton Logging Services, Inc. | Coil array for a high resolution induction logging tool and method of logging an earth formation |
US6417666B1 (en) * | 1991-03-01 | 2002-07-09 | Digital Control, Inc. | Boring tool tracking system and method using magnetic locating signal and wire-in-pipe data |
US5811972A (en) * | 1991-04-29 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining influence of mutual magnetic coupling in electromagnetic propagation tools |
US5708204A (en) * | 1992-06-19 | 1998-01-13 | Western Atlas International, Inc. | Fluid flow rate analysis method for wireline formation testing tools |
US5293128A (en) * | 1992-07-02 | 1994-03-08 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for calibrating the output measurement of a logging tool as a function of earth formation parameters |
US5343001A (en) * | 1992-10-13 | 1994-08-30 | Shell Oil Company | Acoustic multi-mode logging device adapted to decouple noise within a semi-rigid receiver array |
JP2534193B2 (ja) * | 1993-05-31 | 1996-09-11 | 石油資源開発株式会社 | 指向性インダクション検層法および装置 |
CA2144438C (en) * | 1993-07-21 | 2002-01-22 | Kurt-M. Strack | Method of determining formation resistivity utilizing combined measurements of inductive and galvanic logging instruments |
US5869968A (en) * | 1994-03-11 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for avoiding mutual coupling between receivers in measurement while drilling |
US5452761A (en) * | 1994-10-31 | 1995-09-26 | Western Atlas International, Inc. | Synchronized digital stacking method and application to induction logging tools |
US5600246A (en) * | 1995-11-28 | 1997-02-04 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for reducing signal-phase error in induction well logging instruments |
WO1998000733A1 (en) | 1996-07-01 | 1998-01-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electrical logging of a laminated earth formation |
US5781436A (en) * | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
US5789995A (en) * | 1996-09-20 | 1998-08-04 | Motorola, Inc. | Low loss electronic radio frequency switch |
US6311045B1 (en) * | 1997-07-28 | 2001-10-30 | Roke Manor Research Limited | Apparatus for signal isolation in a radio transmitter-receiver |
US6064210A (en) * | 1997-11-14 | 2000-05-16 | Cedar Bluff Group Corporation | Retrievable resistivity logging system for use in measurement while drilling |
US6150954A (en) * | 1998-02-27 | 2000-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea template electromagnetic telemetry |
US6487395B1 (en) * | 1998-03-16 | 2002-11-26 | Motorola, Inc. | Radio frequency electronic switch |
US6586939B1 (en) * | 1999-12-24 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for reducing the effects of parasitic and galvanic currents in a resistivity measuring tool |
US6603312B2 (en) * | 2000-12-11 | 2003-08-05 | Cbg Corporation | Multi-frequency array induction tool |
US6538447B2 (en) * | 2000-12-13 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compensated multi-mode elctromagnetic wave resistivity tool |
US7414391B2 (en) * | 2002-07-30 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging tool calibration system |
US6903553B2 (en) * | 2002-09-06 | 2005-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a quadrupole transmitter for directionally sensitive induction tool |
US7183771B2 (en) * | 2002-09-09 | 2007-02-27 | Ultima Labs, Inc. | Multiple transmitter and receiver well logging device with error calibration system including calibration injection system |
US6727707B2 (en) * | 2002-09-25 | 2004-04-27 | Cbg Corporation | Method and apparatus for a downhole antenna |
US7388379B2 (en) * | 2003-05-01 | 2008-06-17 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Series-resonant tuning of a downhole loop antenna |
US7286091B2 (en) * | 2003-06-13 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Co-located antennas |
US7027923B2 (en) * | 2003-12-12 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining sonde error for an induction or propagation tool with transverse or triaxial arrays |
US7269514B2 (en) * | 2004-05-11 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc | System and method for correcting induction logging device measurements by alternately estimating geometry and conductivity parameters |
US7420367B2 (en) * | 2004-09-10 | 2008-09-02 | Baker Hughes Incorporated | High-frequency induction imager with concentric coils for MWD and wireline applications |
US20060135083A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-06-22 | Nokia Corporation | Interoperability between receivers and transmitters in a mobile station |
-
2007
- 2007-06-22 US US11/767,359 patent/US7915895B2/en active Active
-
2008
- 2008-06-20 WO PCT/US2008/067609 patent/WO2009002816A1/en active Application Filing
- 2008-06-20 BR BRPI0812804-9A patent/BRPI0812804B1/pt active IP Right Grant
-
2009
- 2009-12-07 NO NO20093483A patent/NO342943B1/no unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4720681A (en) * | 1981-06-08 | 1988-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Digital induction logging tool |
US5500597A (en) * | 1993-07-30 | 1996-03-19 | Computalog Research, Inc. | Multiple transmit frequency induction logging system with closed loop conversion circuitry for phase and gain variation elimination |
US20020105333A1 (en) * | 2000-09-02 | 2002-08-08 | Amini Bijan K. | Measurements of electrical properties through non magneticially permeable metals using directed magnetic beams and magnetic lenses |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20093483L (no) | 2010-03-22 |
US20080315883A1 (en) | 2008-12-25 |
US7915895B2 (en) | 2011-03-29 |
BRPI0812804B1 (pt) | 2019-06-18 |
WO2009002816A1 (en) | 2008-12-31 |
BRPI0812804A2 (pt) | 2014-12-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO342943B1 (no) | Fremgangsmåte for bruk av et loggeverktøy, og et apparat for evaluering av en grunnformasjon | |
CN101460698B (zh) | 具有旋转天线结构的天线耦合元件测量工具 | |
EP2836861B1 (en) | Resistivity logging system and method employing ratio signal set for inversion | |
AU2008364323B2 (en) | Data transmission systems and methods for azimuthally sensitive tools with multiple depths of investigation | |
NO305417B1 (no) | FremgangsmÕte og apparat for bestemmelse av horisontal og vertikal elektrisk konduktivitet for grunnformasjoner | |
NO342148B1 (no) | Fremgangsmåte for signalforbedring av asimutal utbredelsesresistivitet under boring | |
NO20101038A1 (no) | Fremgangsmåte for bygging av elektromagnetiske multikomponentantenner | |
NO335681B1 (no) | Elektromagnetisk fremgangsmåte for bestemmelse av fallvinkler uavhengig av slamtype og borehullmiljø, og loggeanordning | |
EP2606385B1 (en) | Signal processing method for steering to an underground target | |
US20180371900A1 (en) | Signal Processing Methods for Steering to an Underground Target | |
NO335415B1 (no) | Resistivitetsverktøy og fremgangsmåte for å oppnå resistivitetsmålinger i et borehull | |
NO343672B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsavbildning under boring | |
NO339136B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av formasjonsresistivitet foran og asimutalt rundt borekronen | |
NO339890B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for evaluering av en anisotropisk jordformasjon | |
WO2012037458A2 (en) | Apparatus and methods for drilling wellbores by ranging existing boreholes using induction devices | |
NO20140922A1 (no) | Bøyningskorreksjon for dypavlesnings asimututbredelsesmotstand | |
NO345349B1 (no) | Transiente elektromagnetiske målinger av undergrunnen langt foran en borkrone | |
NO20140131A1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for korrigering av temperatureffekter for asimutrettede resistivitetsverktøy | |
NO20130395A1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for kapasitiv måling av sensor-standoff i borehull fylt med oljebasert borevæske | |
AU2013381910B2 (en) | Identifying unconventional formations | |
NO20170571A1 (en) | Resistivity logging tools with tilted ferrite elements for azimuthal sensitivity | |
US20060192560A1 (en) | Well placement by use of differences in electrical anisotropy of different layers |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |