NO345793B1 - Kalibrering av flerkomponent induksjons-loggeverktøy nede i borehullet med minimal påvirkningen fra undergrunnen - Google Patents
Kalibrering av flerkomponent induksjons-loggeverktøy nede i borehullet med minimal påvirkningen fra undergrunnen Download PDFInfo
- Publication number
- NO345793B1 NO345793B1 NO20140128A NO20140128A NO345793B1 NO 345793 B1 NO345793 B1 NO 345793B1 NO 20140128 A NO20140128 A NO 20140128A NO 20140128 A NO20140128 A NO 20140128A NO 345793 B1 NO345793 B1 NO 345793B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- transmitter coil
- logging tool
- induction logging
- pipe
- coil
- Prior art date
Links
- 230000006698 induction Effects 0.000 title claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 24
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000001808 coupling effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE
[0001] Denne oppfinnelsen vedrører generelt hydrokarbonleting som innebærer elektriske undersøkelser av et borehull som gjennomskjærer en grunnformasjon.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
[0002] US 7,414,391 B2 vedrører teknikker for kalibrering av et elektromagnetisk loggeverktøy som er utstyrt med et flertall av antenner, med minst én antenne som har sin akse ved en vinkel i forhold til en verktøyakse. Teknikkene innbefatter anbringelse av en testsløyfe rundt verktøyet, slik at en akse for verktøyet og et plan på hvilket testsløyfen ligger på, danner en skråvinkel som er mellom ca.0 og 90 grader. Et indusert signal blir målt ved én av antennene ved å aktivere en annen av antennene. Noen utførelsesformer analyserer det induserte signalet som tilsvarer et maksimalt eller et minimalt ekstremalpunkt som er assosiert med en koblingseffekt på grunn av testsløyfen. I andre utførelsesformer blir et korrigert signal sammenlignet med et beregnet signal. US 7,629,792 B2 beskriver korrigering av feiljustering eller feilinnstilling av antenner i et nedihullsloggeverktøy. Elektrisk logging av borehull i jordgrunnen er velkjent, og forskjellige anordninger og forskjellige teknikker har vært beskrevet for dette formålet. Det er hovedsakelig to kategorier av anordninger som anvendes i elektriske loggeanordninger. I den første kategorien blir en sender (så som en skjermet (guarded) elektrode) anvendt sammen med en diffus returelektrode (så som verktøylegemet). En målt elektrisk strøm strømmer i en krets som kobler en spenningskilde til senderen, gjennom grunnformasjonen til returelektroden og tilbake til spenningskilden i verktøyet. I den skjermede elektroden er en andre elektrode, eller senterelektrode, helt eller i det minste delvis omgitt av en skjermelektrode.
Forutsatt at begge elektrodene holdes ved samme potensial blir en strøm som går gjennom senterelektroden fokusert inn i grunnformasjonen ved hjelp av skjermelektroden. I alminnelighet er strømmen i senterelektroden flere størrelsesordener mindre enn skjermstrømmen.
[0003] I induktive loggeverktøy induserer en antenne inne i måleinstrumentet en strømgang inne i grunnformasjonen. Størrelsen til den induserte strømmen blir detektert ved anvendelse av enten samme antenne eller en egen mottakerantenne. Foreliggende oppfinnelse tilhører den andre kategorien.
[0004] Kalibrering er en kritisk prosedyre før innhenting av målinger med et hvilket som helst elektrisk loggeverktøy siden det muliggjør korrelasjoner og korreksjoner av de realistiske verktøyresponsene for tilpasning til modellerte verktøyresponser i ideelle tilfeller som er nødvendig for nøyaktig tolkning av de elektriske loggene. Med verktøy i den andre kategorien kan kalibreringsfeil forekomme som følge av variasjoner og usikkerheter i undergrunnsresistivitet på forskjellige steder hvor kalibreringsprosessene finner sted. Undergrunnseffekten blir sterkere etter hvert som induksjonsverktøyenes undersøkelsesdyp øker. For å redusere undergrunnseffekten ved kalibrering av dyptavlesende induksjonsverktøy blir derfor bestemte prosedyrer vanligvis utført som involverer løfting av hele det dyptavlesende induksjonsverktøyet til en betydelig høyde (vanligvis mer enn 6 meter) over bakken og så utførelse av kalibreringsmålingene ("lufthengningsmetoden"). Denne metoden er ikke bare dyr, men også utrygg. Denne oppfinnelsen tar for seg minimering og undertrykkelse av feilen som innføres av undergrunnseffekten uten bruk av "lufthengningsmetoden".
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0005] I aspekter vedrører foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter og apparater for kalibrering av et dyptavlesende flerkomponent-induksjonsloggeverktøy med minimal undergrunnseffekt, uten behov for å utføre en måling med "lufthengningsmetoden".
[0006] En utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan omfatte en fremgangsmåte ved kalibering av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy, omfattende å: orientere en første rørdel innbefattende en Z-senderspole slik at den er tilnærmet ortogonal på minst én Z-mottakerspole på en andre rørdel, der den første rørdelen og den andre rørdelen er avtagbare deler av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy; posisjonere flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet slik at en X-senderspole på den andre rørdelen er tilnærmet parallell med en ledende overflate; omslutte Z-senderspolen, X-senderspolen og den minst ene Z-mottakerspolen med minst én ledende sløyfe i en kalibrator; og anvende kalibratoren for å kalibrere flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet.
[0007] En annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan omfatte et apparat for kalibrering av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy, omfattende: minst én ledende sløyfe innrettet for å omslutte en Z-senderspole, en X-senderspole og minst én Z-mottakerspole, der spolene er anordnet på flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet, hvor flerkomponent-loggeverktøyet innbefatter en første rørdel og en andre rørdel, hvor den første rørdelen omfatter Z-senderspolen, og den andre rørdelen omfatter den minst ene Z-mottakerspolen og X-senderspolen, der rørdelene er avtagbare og innrettet for å få endret sin orientering i forhold til hverandre; og minst ett hus utformet for å romme den minst ene ledende sløyfen.
[0008] Eksempler på de viktigere trekkene ved oppfinnelsen er oppsummert nokså generelt for at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger skal forstås bedre og for at bidragene de representerer til teknikken skal kunne sees.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] For en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen av utførelsesformer, sett sammen med de vedlagte tegningene, hvor like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor:
Figur 1 viser en skjematisk betraktning av et dyptavlesende flerkomponentinduksjonsloggeverktøy utplassert i et brønnhull langs en borestreng, ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse;
Figur 2 viser en skjematisk nærbetraktning av det dyptavlesende flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse;
Figur 3 viser en skjematisk betraktning av det dyptavlesende flerkomponentinduksjonsloggeverktøyet i en kalibrator ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse;
Figur 4 viser en skjematisk betraktning av det dyptavlesende flerkomponentinduksjonsloggeverktøyet i kalibratoren opphengt over en ledende overflate, ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; og
Figur 5 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte ved kalibrering av det dyptavlesende flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet ved anvendelse av kalibratoren, ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0010] Denne oppfinnelsen vedrører generelt hydrokarbonleting som innebærer elektriske undersøkelser av et borehull som gjennomskjærer en grunnformasjon. Mer spesifikt vedrører denne oppfinnelsen kalibrering av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy.
[0011] Figur 1 er et skjematisk diagram av et eksempel på et boresystem 100 som innbefatter en borestreng som har en boreenhet festet til sin nedre ende som innbefatter en retningsstyringsenhet ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 1 viser en borestreng 120 som omfatter en boreenhet eller bunnhullsenhet (BHA) 190 som fraktes i et borehull 126. Boresystemet 100 innbefatter et tradisjonelt boretårn 111 oppstilt på en plattform eller et gulv 112 som støtter et rotasjonsbord 114 som blir rotert av en kraftkilde, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. En rørledning (så som skjøtet borerør) 122, som har boreenheten 190 festet ved sin nedre ende, strekker seg fra overflaten til bunnen 151 av borehullet 126. En borkrone 150, festet til BHA 190, maler opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore borehullet 26. Borestrengen 120 er koblet til et heiseverk 130 via et rotasjonsrør 121, en svivel 128 og en line 129 gjennom en trinse. Heiseverket 130 betjenes for å styre borkronetrykket ("WOB - Weight On Bit"). Borestrengen 120 kan bli rotert av et toppdrevet rotasjonssystem (ikke vist) i stedet for av kraftkilden og rotasjonsbordet 114. Alternativt kan et kveilrør bli brukt som rørledningen 122. En rørinjektor 114a kan bli anvendt for å frakte kveilrøret, som har boreenheten festet til sin nedre ende. Virkemåten til heiseverket 130 og rørinjektoren 114a er kjent for fagmannen og vil således ikke bli beskrevet i detalj her.
[0012] Et passende borefluid 131 (også omtalt som "slam") fra en kilde 132 for dette, så som en slamtank, blir sirkulert under trykk gjennom borestrengen 120 av en slampumpe 134. Borefluidet 131 føres fra slampumpen 134 inn i borestrengen 120 via en desurger 136 og fluidrøret 138. Borefluidet 131a fra borerøret føres ut i bunnen 151 av borehullet gjennom åpninger i borkronen 150. Det tilbakestrømmende borefluidet 131b sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 127 mellom borestrengen 120 og borehullet 126 og returnerer til slamtanken 132 via en returledning 135 og en borekakssil 185 som fjerner borekaksen 186 fra det tilbakestrømmende borefluidet 131b. En sensor S1 i røret 138 gir informasjon om fluidstrømningsmengden. En dreiemomentsensor S2 på overflaten og en sensor S3 tilknyttet borestrengen 120 gir henholdsvis informasjon om dreiemomentet på og rotasjonshastigheten til borestrengen 120. Rørinjeksjonshastigheten blir bestemt fra sensoren S5, mens sensoren S6 gir kroklasten fra borestrengen 120.
[0013] I noen anvendelser blir borkronen 150 rotert kun ved å rotere borerøret 122. I mange andre anvendelser kan imidlertid en nedihullsmotor 155 (slammotor) anbragt i BHA 190 også rotere borkronen 150. Borehastigheten for en gitt BHA avhenger i stor grad av borkronetrykket, eller skyvekraften på borkronen 150, og dens rotasjonshastighet.
[0014] Slammotoren 155 er koblet til borkronen 150 via en drivaksel anbragt i en lagerenhet 157. Slammotoren 155 roterer borkronen 150 når borefluidet 131 føres gjennom slammotoren 155 under trykk. Lagerenheten 157, i ett aspekt, støtter opp for de radiale og aksiale kreftene fra borkronen 150, nedskyvet fra slammotoren 155 og den oppadrettede reaksjonslasten fra det påførte borkronetrykket.
[0015] En styringsenhet eller kontroller 140 på overflaten mottar signaler fra sensorene og anordningene nede i hullet via en sensor 143 plassert i fluidrøret 138 og signaler fra sensorene S1-S6 og andre sensorer som anvendes i systemet 100, og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner forsynt til overflatestyringsenheten 140. Overflatestyringsenheten 140 viser ønskede boreparametre og annen informasjon på en fremvisning/monitor 142 som anvendes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 140 kan være en datamaskinbasert enhet som kan omfatte en prosessor 142 (så som en mikroprosessor), en lagringsanordning 144, så som et halvlederminne, et lagringsbånd eller en harddisk, og ett eller flere dataprogrammer 146 i lagringsanordningen 144 som er tilgjengelige for prosessoren 142 for eksekvering av instruksjoner inneholdt i disse programmene. Overflatestyringsenheten 140 kan også kommunisere med en fjern styreenhet 148. Overflatestyringsenheten 140 kan prosessere data vedrørende boreoperasjonene, data fra sensorene og anordningene på overflaten, data mottatt fra nedihulls, og kan styre én eller flere betjeninger av nedihulls- og overflateanordningene. Dataene kan bli overført i analog eller digital form.
[0016] BHA 190 kan også inneholde sensorer eller anordninger for formasjonsevaluering (også omtalt som måling-under-boring-("MWD")-sensorer eller loggingunder-boring-("LWD")-sensorer) som bestemmer resistivitet, densitet, porøsitet, permeabilitet, akustiske egenskaper, kjernemagnetisk resonansegenskaper, formasjonstrykk, egenskaper eller trekk ved fluidene nedihulls og andre ønskede egenskaper ved grunnformasjonen 195 rundt boreenheten 190. Slike sensorer er alminnelig kjent innen teknikken og er for enkelhets skyld betegnet generelt her med henvisningstall 165. BHA 190 kan videre omfatte en rekke forskjellige andre sensorer og anordninger 159 for å bestemme én eller flere egenskaper for bunnhullsenheten (så som vibrasjon, bøyemoment, akselerasjon, oscillasjoner, spinn, rykkvis gange, osv.) og boredriftsparametere, så som borkronetrykk, fluidstrømningsmengde, trykk, temperatur, inntrengningshastighet, asimut, toolface, borkronerotasjon, osv.). For enkelhets skyld er alle slike sensorer betegnet med henvisningstall 159.
[0017] Boreenheten 190 omfatter et retningsstyringsapparat eller -verktøy 158 for å styre borkronen 150 langs en ønsket borebane. I ett aspekt kan retningsstyringsapparatet innbefatte en retningsstyringsenhet 160, med et antall kraftpåføringselementer 161a-161n, hvor retningsstyringsenheten er i det minste delvis integrert i boremotoren. I en annen utførelsesform kan retningsstyringsapparatet innbefatte en retningsstyringsenhet 158 med et bøyestykke og en første retningsstyringsanordning 158a for å orientere bøyestykket i brønnhullet, og en andre retningsstyringsanordning 158b for å holde bøyestykket langs en valgt boreretning.
[0018] MWD-systemet kan omfatte sensorer, kretser og prosesseringsprogramvare og -algoritmer for å tilveiebringe informasjon om ønskede dynamiske boreparametre vedrørende bunnhullsenheten, borestrengen, borkronen og nedihullsutstyr så som en boremotor, retningsstyringsenhet, fremdriftsenheter, osv. Eksempler på sensorer omfatter, men er ikke begrenset til borkronesensorer, en RPM-sensor, en borkronetrykksensor, sensorer for å måle slammotorparametere (f.eks. slammotorens statortemperatur, trykkdifferanse over en slammotor og fluidstrømningsmengde gjennom en slammotor), og sensorer for å måle akselerasjon, vibrasjon, spinn, radial forskyvning, rykkvis gange, dreiemoment, slag, vibrasjon, tøyning, mekanisk spenning, bøyemoment, borkronehopping, aksialskyv, friksjon, bakoverrotasjon, utbøyning av bunnhullsenheten og radialskyv. Sensorer fordelt langs borestrengen kan måle fysiske størrelser, så som akselerasjon og tøyning av borestrengen, indre trykk i borestrengens boring, ytre trykk i ringrommet, vibrasjon, temperatur, elektriske og magnetiske feltstyrker inne i borestrengen, boringen i borestrengen, osv. Passende systemer for å utføre dynamiske nedihullsmålinger omfatter COPILOT, et nedihulls målesystem, som tilvirkes av BAKER HUGHES INCORPORATED. Passende systemer er også omtalt i "Downhole Diagnosis of Drilling Dynamics Data Provides New Level Drilling Process Control to Driller ", SPE 49206, av G. Heisig og J.D.
Macpherson, 1998.
[0019] Boresystemet 100 kan innbefatte én eller flere nedihullsprosessorer på et passende sted, så som 193, på BHA 190. Prosessoren(e) kan være en mikroprosessor som anvender et dataprogram innlemmet på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, EEPROM, flashminner, RAM, harddisker og/eller optiske platelagre. Annet utstyr, så som kraft- og databusser, kraftforsyninger og liknende vil være åpenbare for fagmannen. I en utførelsesform anvender MWD-systemet slampulstelemetri for å kommunisere data fra et nedihullssted til overflaten mens boreoperasjoner pågår. Overflateprosessoren 142 kan prosessere de overflatemålte dataene, sammen med dataene overført fra nedihullsprosessoren, for å evaluere formasjonslitologi. Selv om en borestreng 120 er vist som et transporteringssystem for sensorene 165, må det forstås at utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bli anvendt både sammen med verktøy som fraktes via stive (f.eks. skjøtet rør eller kveilrør) og bøyelige (f.eks. kabel, glatt vaier, e-line, osv.) transporteringssystemer. En nedihullsenhet (ikke vist) kan omfatte en bunnhullsenhet og/eller sensorer og utstyr for realisering av utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse på enten en borestreng eller en kabel.
[0020] Figur 2 viser en utførelsesform av et flerkomponent MWD/LWD-verktøy 200 ifølge foreliggende oppfinnelse. Verktøyet 200 kan være en del av evalueringssensorene 165. Verktøyet 200 kan omfatte en første rørdel 210 og en avtagbar andre rørdel 220. Den første rørdelen 210 kan innbefatte én eller flere mottakerspoler 230, 240 rettet langs Z-retning og en X-senderspole 250 rettet langs X-retning. Den andre rørdelen 220 kan omfatte en Z-senderspole 260 rettet langs Z-retning. I noen utførelsesformer kan verktøyet 200 innbefatte én eller flere rørdeler mellom den første rørdelen 210 og den andre rørdelen 220. Verktøyet 200 kan tilpasses for dyp avlesning ved å justere avstanden mellom senderspolen 260 og minst én av mottakerspolene 230, 240 til omtrent 4 meter eller mer. Bruk av verktøy tilpasset for dyp avlesning skal ikke forstås som en begrensning, ettersom utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bli anvendt med standard verktøytilpasninger.
[0021] Figur 3 viser verktøyet 200 posisjonert inne i en kalibrator 300. Kalibratoren 300 kan omfatte to hus 310 og 311 utformet for å omslutte i hvert fall en del av verktøyet 200. Huset 310 kan ha en åpning 320 dimensjonert for å gjøre det mulig å endre orienteringen av den avtagbare rørdelen 220 i forhold til rørdelen 210. Her er rørdelen 220 vist tatt av og vendt i en retning tilnærmet ortogonalt på Z-retningen og innsatt gjennom åpningen 320. Åpningen 320 kan være omgitt av en ledende sløyfe 350. Rørdelen 210 kan være posisjonert slik at X-senderspolen 250 er vendt i en retning som er tilnærmet parallell med jordoverflaten. I noen utførelsesformer kan kalibratoren 300 innbefatte ett enkelt hus. Kalibratoren 300 kan omfatte ledende sløyfer 330, 340 utformet for å omgi hver av de minst to mottakerspolene 230, 240 og den ledende sløyfen 350 kan være utformet for å omgi senderspolene 250, 260. De ledende sløyfene 330, 340, 350 kan være sammenkoblet med elektriske ledere. Én eller flere av de ledende sløyfene, alene eller sammenkoblet, kan være dimensjonert for å danne minst én ledende sløyfe som omgir senderspolene 250, 260 og minst én mottakerspole 230, 240. Kalibratoren 300 kan være innrettet for bruk med dyptavlesende og standard flerkomponent-induksjonsverktøy. Dyptavlesende flerkomponent-induksjonsverktøy kan ha minst ett sender/mottaker-avstand på 4 meter eller mer. Noen dyptavlesende flerkomponent-induksjonsverktøy kan oppnå dyp avlesning selv om sender/mottaker-avstanden er mindre enn 4 meter gjennom utformingsmodifikasjoner.
[0022] Figur 4 viser rørdelen 210 og rørdelen 220 i kalibratoren 300 posisjonert en høyde h over en ledende overflate 410, så som jordoverflaten.
[0023] Figur 5 viser et eksempel på en fremgangsmåte 500 ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. I trinn 510 kan Z-senderspolen 260 i verktøyet 200 bli orientert slik at den er tilnærmet ortogonal på minst én Z-mottakerspole 230, 240. I trinn 520 kan verktøyet 200 bli posisjonert slik at X-senderspolen 250 kan være tilnærmet parallell med den ledende overflaten 410. Orienteringen og posisjoneringen av spolene 230, 240, 250, 260 i forhold til den ledende overflaten 410 kan minimere undergrunnseffekter under kalibrering. I trinn 530 kan senderspolen 260 og den minst ene mottakerspolen 230, 240 på verktøyet 200 omgis av minst én ledende sløyfe i kalibratoren 300. I noen utførelsesformer kan den minst ene ledende sløyfen omfatte to eller flere ledende sløyfer 330, 340, 350 sammenkoblet av elektriske ledere. I trinn 540 kan verktøyet 200 bli kalibrert ved anvendelse av kalibratoren 300. I noen utførelsesformer kan kalibrering omfatte aktivering av én eller flere av senderspolene 250, 260. I noen utførelsesformer kan kalibrering omfatte estimering av og/eller kompensering for en differanse mellom en respons målt ved en mottakerspole 230, 240 som følge av en aktivert senderspole 250, 260 og en respons fra en mottakerspole 230, 240 estimert fra en modell.
[0024] Implisitt i prosesseringen av dataene er bruk av et dataprogram innlemmet på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Betegnelsen prosessor, som den anvendes i denne søknaden, er ment å omfatte slike anordninger som feltprogrammerbare portmatriser (FPGA'er). Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flashminner og optiske platelagre. Som angitt over kan prosesseringen bli utført nedihulls eller på overflaten, ved å anvende én eller flere prosessorer. I tillegg kan resultater av prosesseringen, så som et bilde av en resistivitetsegenskap, bli lagret på et passende medium.
[0025] Selv om beskrivelsen over er rettet mot utvalgte utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner som faller innenfor omfanget definert av de vedføyde kravene, være åpenbare for fagmannen. Det er meningen at alle variasjoner som faller innenfor omfanget definert av de vedføyde kravene, skal omfattes av beskrivelsen over.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for kalibrering av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy (200), omfattende trinn med å:
orientere en første rørdel (220) innbefattende en Z-senderspole (260), slik at den er tilnærmet ortogonal på minst én Z-mottakerspole (230, 240) på en andre rørdel (210), der den første rørdelen (220) og den andre rørdelen (210) er avtagbare deler av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy (200);
posisjonere flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet (200), slik at en X-senderspole (250) på den andre rørdelen (210) er tilnærmet parallell med en ledende overflate (410);
omslutte Z-senderspolen (260), X-senderspolen (250) og den minst ene Z-mottakerspolen (230, 240) med minst én ledende sløyfe (330, 340, 350) i en kalibrator (300); og
anvende kalibratoren (300) for å kalibrere flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet (200).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å posisjonere omfatter trinnet med å rotere den første rørdelen (220).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor rotasjonen av den første rørdelen (220) er i et plan som er tilnærmet ortogonalt på en lengdeakse til senderspolen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den minst ene ledende sløyfen (330, 340, 350) omslutter Z-senderspolen (260) og Z-mottakerspolen (230, 240) aksialt.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor den minst ene ledende sløyfen (330, 340, 350) omfatter et flertall av koblede ledende sløyfer.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ledende overflaten (410) er en jordoverflate.
7. Apparat for kalibrering av et flerkomponent-induksjonsloggeverktøy (200), omfattende:
minst én ledende sløyfe (330, 340, 350) utformet for å omslutte en Z-senderspole (260), en X-senderspole (250) og minst én Z-mottakerspole (230, 240), der spolene (230, 240, 250, 260) er anordnet på flerkomponent-induksjonsloggeverktøyet (200), hvor flerkomponent-loggeverktøyet (200) omfatter en første rørdel (220) og en andre rørdel (210), hvor den første rørdelen (220) omfatter Z-senderspolen (260), og den andre rørdelen (210) omfatter den minst ene Z-mottakerspolen (230, 240) og X-senderspolen (250), der rørdelene (210, 220) er avtagbare og innrettet for å få endret sin orientering i forhold til hverandre; og
minst ett hus (310, 311) utformet for å romme den minst ene ledende sløyfen (330, 340, 350).
8. Apparat ifølge krav 7, hvor hvert av det minst ene huset (310, 311) rommer i hvert fall en del av den minst ene ledende sløyfen (330, 340, 350).
9. Apparat ifølge krav 7, hvor huset (310, 311) er utformet for å la den første rørdelen (220) posisjoneres i et plan tilnærmet ortogonalt på en lengdeakse til Z-mottakerspolen (230, 240).
10. Apparat ifølge krav 7, hvor den minst ene ledende sløyfen (330, 340, 350) omfatter et flertall av koblede ledende sløyfer.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/211,863 US8890541B2 (en) | 2011-08-17 | 2011-08-17 | Method and apparatus for calibrating deep-reading multi-component induction tools with minimal ground effects |
| PCT/US2012/050392 WO2013025528A2 (en) | 2011-08-17 | 2012-08-10 | Method and apparatus for calibrating deep-reading multi-component induction tools with minimal ground effects |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20140128A1 NO20140128A1 (no) | 2014-02-10 |
| NO345793B1 true NO345793B1 (no) | 2021-08-09 |
Family
ID=47712213
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20140128A NO345793B1 (no) | 2011-08-17 | 2012-08-10 | Kalibrering av flerkomponent induksjons-loggeverktøy nede i borehullet med minimal påvirkningen fra undergrunnen |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8890541B2 (no) |
| BR (1) | BR112014003408B1 (no) |
| GB (1) | GB2507219B (no) |
| NO (1) | NO345793B1 (no) |
| WO (1) | WO2013025528A2 (no) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| EP2941535A4 (en) * | 2013-03-25 | 2016-09-14 | Halliburton Energy Services Inc | DISTRIBUTED SENSING WITH MULTI-PHASE DRILLING DEVICE |
| US9575202B2 (en) * | 2013-08-23 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Methods and devices for extra-deep azimuthal resistivity measurements |
| US9080428B1 (en) * | 2013-12-13 | 2015-07-14 | Paul F. Rembach | Drilling rig with position and velocity measuring tool for standard and directional drilling |
| US10261211B2 (en) * | 2015-11-05 | 2019-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear magnetic resonance logging tool with quadrature coil configuration |
| US10942288B2 (en) | 2017-08-07 | 2021-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Component-based look-up table calibration for modularized resistivity tool |
| US11112523B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Calibration of electromagnetic measurement tool |
| US11876567B2 (en) | 2022-01-25 | 2024-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic tool calibration for tilted antennas with undetermined orientation angles |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7414391B2 (en) * | 2002-07-30 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging tool calibration system |
| US7629792B2 (en) * | 2006-01-26 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Correction of misalignment of antennas in a downhole logging tool |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US5668475A (en) | 1995-12-01 | 1997-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging sonde including a folded array apparatus having a plurality of receiver cowound coils and bucking coils |
| US7598741B2 (en) | 1999-12-24 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments |
| US7205770B2 (en) | 2004-05-07 | 2007-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7932723B2 (en) | 2004-05-07 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7652478B2 (en) | 2004-05-07 | 2010-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Cross-component alignment measurement and calibration |
| US7141981B2 (en) | 2004-07-23 | 2006-11-28 | Baker Hughes Incorporated | Error correction and calibration of a deep reading propagation resistivity tool |
| US7839148B2 (en) | 2006-04-03 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for calibrating downhole tools for drift |
| US7915895B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument |
| US8332152B2 (en) | 2008-03-19 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for eliminating drill effect in pulse induction measurements |
-
2011
- 2011-08-17 US US13/211,863 patent/US8890541B2/en active Active
-
2012
- 2012-08-10 BR BR112014003408-7A patent/BR112014003408B1/pt active IP Right Grant
- 2012-08-10 GB GB1401221.5A patent/GB2507219B/en active Active
- 2012-08-10 NO NO20140128A patent/NO345793B1/no unknown
- 2012-08-10 WO PCT/US2012/050392 patent/WO2013025528A2/en active Application Filing
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7414391B2 (en) * | 2002-07-30 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging tool calibration system |
| US7629792B2 (en) * | 2006-01-26 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Correction of misalignment of antennas in a downhole logging tool |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112014003408A2 (pt) | 2017-03-01 |
| GB201401221D0 (en) | 2014-03-12 |
| BR112014003408B1 (pt) | 2020-11-24 |
| WO2013025528A3 (en) | 2013-04-25 |
| GB2507219A (en) | 2014-04-23 |
| US8890541B2 (en) | 2014-11-18 |
| US20130043884A1 (en) | 2013-02-21 |
| WO2013025528A2 (en) | 2013-02-21 |
| GB2507219B (en) | 2017-02-22 |
| NO20140128A1 (no) | 2014-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO345793B1 (no) | Kalibrering av flerkomponent induksjons-loggeverktøy nede i borehullet med minimal påvirkningen fra undergrunnen | |
| US10533412B2 (en) | Phase estimation from rotating sensors to get a toolface | |
| WO2016025232A1 (en) | Well ranging apparatus, systems, and methods | |
| EP1700138B1 (en) | Orientation sensor for mwd applications | |
| US20150369950A1 (en) | Resistivity logging systems and methods employing ratio signal set for inversion | |
| US10295698B2 (en) | Multi-component induction logging systems and methods using selected frequency inversion | |
| BRPI0710647B1 (pt) | Apparatus and method for measuring parameters of an earthquake and computer-readable medium? | |
| NO320927B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for retningsmaling under boring av borehull ved hjelp av et gyroskop dreibart montert i malesammenstilling | |
| NO343672B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsavbildning under boring | |
| NO20140131A1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for korrigering av temperatureffekter for asimutrettede resistivitetsverktøy | |
| NO339890B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for evaluering av en anisotropisk jordformasjon | |
| NO20111742A1 (no) | Eliminering av vibrasjonsstoy i dypt transiente resistivitetsmalinger under boring | |
| NO20140925A1 (no) | Feilinnretningskompensasjon for dypavlesnings asimututbredelsesmotstand | |
| NO20140203A1 (no) | Tolking av transiente elektromagnetiske data i borehull ved bruk av to tynnplate-ledere | |
| NO20121198A1 (no) | Forbedret strommaling for elektrisk galvanisk avbildning i vannbasert slam og laterolog-verktoy | |
| NO20130395A1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for kapasitiv måling av sensor-standoff i borehull fylt med oljebasert borevæske | |
| US10365395B2 (en) | Multi-component induction logging systems and methods using blended-model inversion | |
| WO2016060690A1 (en) | Fast-changing dip formation resistivity estimation | |
| EP2926080A1 (en) | Identifying unconventional formations |
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 HOLDINGS LLC, US |