RU2394270C1 - Модульный приборный узел для геоуправления - Google Patents

Модульный приборный узел для геоуправления Download PDF

Info

Publication number
RU2394270C1
RU2394270C1 RU2009104466/09A RU2009104466A RU2394270C1 RU 2394270 C1 RU2394270 C1 RU 2394270C1 RU 2009104466/09 A RU2009104466/09 A RU 2009104466/09A RU 2009104466 A RU2009104466 A RU 2009104466A RU 2394270 C1 RU2394270 C1 RU 2394270C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
module
base module
extension
antenna
modules
Prior art date
Application number
RU2009104466/09A
Other languages
English (en)
Inventor
Майкл С. БИТТАР (US)
Майкл С. БИТТАР
Клайв МЕНЕЗЕС (US)
Клайв МЕНЕЗЕС
Мартин Д. ПОК (US)
Мартин Д. ПОК
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2394270C1 publication Critical patent/RU2394270C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/026—Determining slope or direction of penetrated ground layers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels or core extractors
    • E21B25/16—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels or core extractors for obtaining oriented cores
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01Q—ANTENNAS, i.e. RADIO AERIALS
    • H01Q1/00—Details of, or arrangements associated with, antennas
    • H01Q1/04—Adaptation for subterranean or subaqueous use
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01Q—ANTENNAS, i.e. RADIO AERIALS
    • H01Q21/00—Antenna arrays or systems
    • H01Q21/24—Combinations of antenna units polarised in different directions for transmitting or receiving circularly and elliptically polarised waves or waves linearly polarised in any direction
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01Q—ANTENNAS, i.e. RADIO AERIALS
    • H01Q7/00—Loop antennas with a substantially uniform current distribution around the loop and having a directional radiation pattern in a plane perpendicular to the plane of the loop

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Workshop Equipment, Work Benches, Supports, Or Storage Means (AREA)
  • Radar Systems Or Details Thereof (AREA)

Abstract

Извлекаемый прибор для управления направлением бурения сквозь подземную формацию включает в себя первый приборный узел (406) и наклонную антенну (410), прикрепленную к первому приборному узлу (406). Прибор также включает в себя второй приборный узел (422), прикрепленный к первому приборному узлу (406), и наклонную антенну (426), прикрепленную ко второму приборному узлу (422). Первый приборный узел (406) прикреплен ко второму приборному узлу (422) так, что антенны (410, 426) наклонены в заданные направления. Наклонные антенны (410, 426) являются излучающими антеннами или приемными антеннами. Каждый приборный узел представляет собой трубчатый цилиндр с продольной осью, проходящей по длине цилиндра, при этом трубчатый цилиндр имеет два конца, каждый конец включает в себя поворотное устройство крепления. Приборные узлы прикреплены друг к другу посредством их поворотных устройств крепления. Поворотное устройство крепления может быть винтовым устройством, устройством с прессовой посадкой или сварным устройством. Модульный приборный узел при бурении скважин позволяет обнаруживать приближающиеся границы пласта и избегать приближения к ним, что является техническим результатом предложенного технического решения. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 23 ил.

Description

Уровень техники
В нефтяной промышленности сбор скважинной информации осуществляют в течение многих лет. Для выполнения работ по бурению современных нефтяных скважин и добыче требуется большое количество информации, относящейся к параметрам и условиям в забое скважины. Такая информация обычно включает в себя положение и ориентацию ствола скважины и буровой компоновки, свойств подземной формации и параметров, относящихся к условиям бурения в забое скважины. Сбор информации, относящейся к свойствам пласта и условиям в забое скважины, обычно называют каротажем, и он может быть выполнен в процессе самого бурения.
Существуют различные измерительные приборы, предназначенные для использования при кабельном каротаже и каротаже в процессе бурения. Одним таким прибором является прибор для каротажа удельного сопротивления, который включает в себя одну или несколько антенн для излучения электромагнитного сигнала в формацию и одну или несколько антенн для приема отклика формации. При работе на низких частотах прибор для каротажа удельного сопротивления может быть назван индукционным прибором, а при работе на высоких частотах он может быть назван прибором с распространением электромагнитных волн. Хотя физические процессы, которые оказывают преобладающее влияние на измерение, могут изменяться в зависимости от частоты, принципы работы прибора являются сходными. В некоторых случаях амплитуда и/или фаза принимаемых сигналов сравнивается с амплитудой и/или фазой излучаемых сигналов для определения удельного сопротивления формации. В других случаях амплитуда и/или фаза принимаемых сигналов сравнивается с каждой другой для определения удельного сопротивления формации.
В некоторых ситуациях, например при бурении сквозь формации, когда границы формации вытянуты по вертикали, или при бурении с морской платформы желательно осуществлять бурение скважин под углом относительно границ пласта в напластованиях. Его часто называют горизонтальным бурением. При бурении в горизонтальном направлении желательно по возможности удерживать ствол скважины в продуктивной зоне (в формации, которая содержит углеводороды) с тем, чтобы максимизировать добычу. Это может быть трудным, поскольку формации могут быть наклонными или отклоненными. Поэтому при попытке бурения и удержания ствола скважины в конкретной формации буровое долото может приблизиться к границе пласта.
Когда вращающееся долото приближается к границе пласта, граница пласта будет находиться по одну сторону оси долота, то есть в одном азимутальном диапазоне относительно оси долота. Известные приборы для каротажа удельного сопротивления не являются азимутально-чувствительными и, следовательно, они не позволяют обнаруживать приближающиеся границы пласта и избегать приближения к ним. Кроме того, известные приборы для каротажа удельного сопротивления изготавливают в виде одного блока, и поэтому они не могут быть без труда приспособлены к специальным требованиям, возникающим по мере обнаружения и совершенствования новых способов измерения и обнаружения границ. Скорее, по мере обнаружения того, что другие конфигурации технических средств являются полезными, должны изготавливаться новые приборы.
Краткое описание чертежей
В последующем подробном описании будут делаться ссылки на сопровождающие чертежи, на которых:
фиг.1 - иллюстрация условий каротажа скважины в процессе бурения;
фиг.2 - вид базового модуля в виде прибора для каротажа удельного сопротивления в процессе бурения;
фиг.3 - иллюстрация координат для определения ориентации наклонной антенны;
фиг.4А-4Е - виды удлинительных модулей, предназначенных для модульного приборного узла для геоуправления;
фиг.5 - вид примера модульного приборного узла для геоуправления;
фиг.6 - вид другого примера модульного приборного узла для геоуправления;
фиг.7 - вид третьего модульного приборного узла для геоуправления совместно с другим прибором, расположенным между модулями;
фиг.8 - структурная схема примера электроники для базового и удлинительного модулей;
фиг.9 - пример схемы антенны с несколькими отводами;
фиг.10А - детальный вид модульного приборного узла для геоуправления на стадии изготовления;
фиг.10B-10D - виды компонентов из примера осуществления модуля с наклонной антенной;
фиг.11А-11Е - виды компонентов из второго примера осуществления модуля с наклонной антенной; и
фиг.12 - блок-схема последовательности операций примера способа каротажа.
Хотя допускаются различные модификации и альтернативные формы раскрываемых изобретений, конкретные осуществления его показаны на чертежах только для примера и будут подробно описаны в настоящей заявке. Однако следует понимать, что чертежи и подробное описание в дополнение к ним не предполагаются ограничивающими изобретение конкретными раскрытыми формами, а наоборот, предполагаются охватывающими все модификации, эквиваленты и варианты, попадающие в рамки сущности и объем прилагаемой формулы изобретения.
Обозначения и терминология
На всем протяжении нижеследующего описания и формулы изобретения определенные термины используются относительно конкретных компонентов и конфигураций системы. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, общие понятия могут относиться к компоненту с различными наименованиями. В этом документе не предполагается проведение различия между компонентами, которые различаются по наименованию, а не по функции. В нижеследующем рассмотрении и в формуле изобретения термины «включающий в себя» и «содержащий» используются в открытой форме и поэтому должны интерпретироваться в значении «включающий в себя, но не ограниченный…». Кроме того, термин «связывать» или «связывает» предполагается означающим опосредованное или прямое электрическое соединение. Поэтому, если первое устройство связывают со вторым устройством, то такое соединение можно осуществить путем непосредственного электрического соединения или путем опосредованного электрического соединения через посредство других устройств и соединений. Кроме того, термин «прикреплен» предполагается означающим опосредованное или непосредственное физическое соединение. Поэтому, если первое устройство прикрепляют ко второму устройству, то такое соединение можно осуществить путем непосредственного физического соединения или путем опосредованного физического соединения через посредство других устройств и соединений.
Подробное описание
Проблемы, выявленные в описанном выше уровне техники, по меньшей мере, частично решаются способами и приборными узлами, раскрытыми в настоящей заявке. В некоторых осуществлениях способа и приборного узла удлинительный модуль связан непосредственно или опосредованно с базовым модулем, который в некоторых случаях может иметь конфигурацию антенны из существующего промышленного прибора для каротажа удельного сопротивления в процессе бурения. Удлинительный модуль работает совместно с базовым модулем, что позволяет обнаруживать азимутальные изменения удельного сопротивления формации. Сигналы геоуправления можно получать на основании азимутальных изменений, что позволит осуществлять управление направлением бурения относительно границ пласта. Имеющийся набор удлинительных модулей различных типов позволяет создавать специализированную конфигурацию приборного узла. Другие приборы или трубчатые элементы могут быть размещены между удлинительным модулем и базовым модулем, вследствие чего обеспечивается возможность получения конфигураций для глубинных измерений без чрезмерного удлинения приборной колонны.
Теперь обратимся к чертежам, где на фиг.1 показаны скважинные операции в процессе бурения. Буровая платформа 2 снабжена буровой вышкой 4, на которой закреплен подъемный механизм 6. Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляют колонной бурильных труб, соединенных друг с другом замковыми соединениями 7 так, что образуется бурильная колонна 8. На подъемном механизме 6 подвешена ведущая труба 10, на которой спускают бурильную колонну 8 через роторный стол 12. С нижним концом бурильной колонны 8 соединено буровое долото 14. Вращение долота 14 и бурение осуществляются при вращении бурильной колонны 8 или путем использования забойного двигателя вблизи бурового долота, или двумя способами.
Промывочную жидкость, называемую буровым раствором, закачивают при высоком давлении и в больших объемах с помощью оборудования 16 для рециркуляции бурового раствора через питающую трубу 18, через бурильную ведущую трубу 10 и вниз по бурильной колонне 8 для выпуска через сопла или форсунки в буровом долоте 14. Затем буровой раствор перемещается в скважине в обратном направлении через кольцевое пространство, образованное между внешней стороной бурильной колонны 8 и стенкой 20 ствола скважины, через противовыбросовое устройство и в приемную емкость 24 для бурового раствора на поверхности. На поверхности буровой раствор очищают и затем осуществляют рециркуляцию с помощью оборудования 16 для рециркуляции.
При каротаже в процессе бурения скважинные датчики 26 размещают в бурильной колонне 8 вблизи бурового долота 14. Датчики 26 включают в себя аппаратуру для направленного измерения и модульный прибор для каротажа удельного сопротивления с наклонными антеннами для обнаружения границ пласта. Аппаратурой направленного измерения осуществляются измерения угла наклона, горизонтального угла и угла поворота (также называемого углом передней поверхности прибора) приборов для каротажа в процессе бурения. Как обычно определяют в уровне техники, угол наклона представляет собой отклонение от вертикали сверху вниз, горизонтальный угол представляет собой угол в горизонтальной плоскости от истинного севера и угол передней поверхности прибора представляет собой угол ориентации (поворота вокруг оси прибора) от верхней части стенки ствола скважины. В некоторых осуществлениях направленные измерения осуществляют следующим образом: трехосным акселерометром измеряют вектор гравитационного поля Земли относительно оси прибора и определяют точку на окружности прибора, называемую «разметочной линией передней поверхности прибора». (Разметочную линию передней поверхности прибора проводят на поверхности прибора как линию, параллельную оси прибора.) На основании этого измерения могут быть определены угол наклона и угол передней поверхности прибора для каротажа в процессе бурения. Кроме того, трехосным магнитометром аналогичным образом измеряют вектор магнитного поля Земли. На основании объединенных данных с магнитометра и акселерометра может быть определен горизонтальный угол прибора для каротажа в процессе бурения. Кроме того, гироскоп или инерциальный датчик другого вида может быть применен для выполнения позиционных измерений и дополнительного уточнения результатов ориентационных измерений.
В некоторых осуществлениях скважинные датчики 26 связаны с телеметрическим передатчиком 28, который передает телеметрические сигналы путем модуляции сопротивления потока бурового раствора в бурильной колонне 8. Для приема передаваемых телеметрических сигналов телеметрический приемник 30 связан с ведущей трубой 10. Другие способы передачи телеметрических данных являются хорошо известными и могут быть использованы. Приемник 30 передает телеметрические данные в наземную установку (непоказанную), в которой обрабатываются и запоминаются результаты измерений. Наземная установка обычно включает в себя компьютерную систему некоторого вида, например настольный компьютер, который может быть использован для информирования бурового мастера относительно положения и расстояния между буровым долотом и близлежащими границами пласта.
Буровое долото 14 показано проникающим в формацию, имеющую ряд слоистых пластов 34, падающих под углом. Показана первая система (x, y, z) координат, связанная с датчиками 26, и показана вторая система (x″, y″, z″) координат, связанная с пластами 34. Система координат пластов имеет ось z″, перпендикулярную к плоскости напластования, имеет ось y″ в горизонтальной плоскости и имеет ось x″, направленную вниз по склону. Угол между осями z двух систем координат известен как угол падения и показан на фиг.1 как угол β.
Теперь обратимся к фиг.2, на которой показан пример базового модуля 102 в виде прибора для каротажа удельного сопротивления. Базовый модуль 102 снабжен одной или несколькими областями 106 уменьшенного диаметра. Проволочная рамка 104 размещена в области 106 и отнесена от поверхности 102 на постоянное расстояние. Для механического поддержания и защиты рамки 104 в областях 106 уменьшенного диаметра может быть использован непроводящий наполнитель (непоказанный), например эпоксидная смола, резина, стеклопластик или керамические материалы. Излучающая и приемная рамки могут содержать всего один виток провода, хотя при большем числе витков можно получать дополнительную мощность сигнала. Предпочтительно, чтобы расстояние между рамками и поверхностью прибора находилось в пределах от 1/16 дюйма (1,5875 мм) до 3/4 дюйма (19,05 мм), но оно может быть больше.
В осуществлении прибора из фиг.2 рамки 104 и 108 являются излучающими рамками и рамки 110 и 112 являются приемными рамками. При работе излучающая рамка 104 излучает электромагнитный запросный сигнал, который проходит сквозь ствол скважины и в окружающую формацию. Сигналы из формации достигают приемных рамок 110, 112, при этом они наводят напряжение сигнала, которое обнаруживается и измеряется для определения затухания амплитуд и фазового сдвига между рамками 110 и 112. Измерение повторяют, используя излучатель 108. На основании измеренных затухания и фазовых сдвигов удельное сопротивление формации можно оценивать, используя известные способы.
Однако базовый модуль 102 не имеет никакой азимутальной чувствительности, что делает трудным определение направления относительно любых приближающихся границ пласта. Поэтому желательно наклонять одну или несколько антенн. На фиг.3 показана антенна, которая лежит в плоскости, имеющей нормальный вектор под углом θ к оси прибора, и на азимуте α относительно разметочной линии передней поверхности прибора. Когда угол θ равен нулю, антенна считается коаксиальной, а когда угол θ больше нуля, антенна считается наклонной.
Хотя пример базового модуля 102 не содержит наклонной антенны, предполагаются другие конфигурации базового модуля. Например, для получения азимутальной чувствительности базовый модуль может включать в себя одну или несколько наклонных антенн. Он может включать в себя всего одну антенну (для излучения или для приема) или в другом крайнем случае он может быть полностью автономным прибором для геоуправления и каротажа удельного сопротивления. Когда используют удлинительный модуль, то предполагается, что, по меньшей мере, одну антенну в базовом модуле используют для излучения к приемнику на удлинительном модуле или приема от излучателя на удлинительном модуле. Таким образом, удлинительный модуль расширяет функциональные возможности основного модуля.
На фиг.4А-4Е показаны различные удлинительные модули, которые могут быть добавлены к базовому модулю, например к прибору 102 (фиг.2), для придания этому прибору азимутальной чувствительности или других технических возможностей, таких как измерения удельного сопротивления на большей глубине. В некоторых вариантах осуществлений эти модули также могут выполнять функцию базовых модулей, что позволяет соединять и согласовывать эти модули для образования законченного специализированного каротажного прибора, необходимого для новых способов каротажа или способов геоуправления, которые разрабатываются. Как рассматривается дополнительно ниже, эти модули могут быть снабжены электроникой, которая позволяет каждой антенне работать в качестве излучателя или приемника. В некоторых осуществлениях однолинейная шина связи (с корпусом прибора, функционирующим в качестве общего провода) предусмотрена для обеспечения возможности передачи энергии и передачи цифровой информации между модулями. В некоторых осуществлениях системы отдельный силовой и управляющий модуль (не показан) предусмотрен для координации операций различных приборных модулей и для сбора (и, возможно, обработки) результатов измерений этими модулями, работающими в качестве приемников.
Приборные модули для каротажа удельного сопротивления имеют устройство крепления, которое позволяет соединять каждый модуль с другими модулями. Как показано на фиг.4А-4Е, в некоторых осуществлениях устройство крепления может быть устройством в виде концов трубы с наружной и внутренней резьбой. В некоторых других осуществлениях изобретения средство крепления может быть винтовым устройством, устройством с прессовой посадкой, сварным соединением или некоторым другим средством крепления, которое позволяет прикреплять приборные узлы к другим приборным узлам с контролируемым согласованием по азимуту.
На фиг.4А показан удлинительный модуль 402, имеющий коаксиальную антенну 404. На фиг.4В показан удлинительный модуль 406, имеющий расположенную под углом выемку 408, содержащую наклонную антенну 410, в результате чего обеспечивается возможность азимутально-чувствительных измерений удельного сопротивления. Предпочтительно, чтобы наклонная антенна 410 (и выемка 408) располагались под углом θ=45°. На фиг.4С показан удлинительный модуль 412, имеющий две расположенные под углом выемки 414, 418 с соответствующими наклонными антеннами 416 и 420. Расположение в одном модуле нескольких антенн может позволить удовлетворять более строгим требованиям по разнесению и может позволить выполнять более точные дифференциальные измерения.
На фиг.4D показан удлинительный модуль 422 с выемкой 424 и наклонной антенной 426 по азимуту, отстоящему на 180° относительно азимута антенны из фиг.4В. Удлинительный модуль 422 может быть сконструирован для соединения с другими модулями способом, который гарантирует это особое расположение антенны 426 относительно любых других антенн, например антенн из фиг.4В-4С. В качестве варианта удлинительные модули могут быть снабжены соединительным устройством, которое позволяет фиксировать антенны в любом заданном азимутальном положении, что делает модули 406 и 422 эквивалентными. В качестве еще одного варианта может быть предусмотрен многоосный антенный модуль 428, показанный на фиг.4Е, позволяющий осуществлять виртуальное управление юстировкой антенны. Виртуальное управление включает в себя объединение результатов измерений, выполненных с помощью или при использовании различных антенн 430, 432 и 434, для синтеза результата измерения, которое должно осуществляться с помощью или при использовании антенны, ориентированной в направлении произвольного угла и азимута.
Как описывалось выше, каждый приборный модуль включает в себя выемку по внешней окружности трубчатого элемента. Антенна расположена в выемке в трубчатом приборном узле, при этом она не выходит за пределы радиального профиля и не препятствует размещению приборной колонны внутри ствола скважины. В некоторых вариантах осуществлений при желании антенна может быть намотана на не имеющий выемки сегмент трубчатого элемента, возможно, между лентами защиты от износа.
На фиг.5 показан базовый модуль 102 из фиг.2, соединенный с удлинительным модулем 406, имеющим наклонную антенну, что позволяет осуществлять азимутально-чувствительные измерения, которые могут быть использованы для обеспечения геоуправления относительно близлежащих границ пласта. Подробности способов, пригодных для определения расстояния и направления на близлежащие границы пласта, можно найти, например, в патенте США № 7019528 под названием “Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone” (Michael Bittar); и в совместно рассматриваемой заявке на патент США (реестр 1391-681.01 поверенного) под названием “Tool for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection” (также Michael Bittar).
На фиг.6 показан модульный приборный узел для каротажа удельного сопротивления/геоуправления, выполненный из модулей из фиг.4А-4Е. Как можно без труда понять, использование модулей позволяет получать конструкцию специализированных приборов для каротажа удельного сопротивления, которые могут быть наилучшим образом использованы для новых способов каротажа и геоуправления. Кроме того, при повреждении антенн или электроники отдельные модули можно без больших затрат отремонтировать или заменить, что продлевает срок службы прибора.
Как показано на фиг.7, еще более значимой является возможность размещения приборных модулей для каротажа удельного сопротивления в промежутках между других инструментами или трубчатыми элементами. В узле из фиг.7 прибор, например устройство для геоуправления или другой каротажный прибор 702, расположен между приборными модулями для каротажа удельного сопротивления. Такая компоновка позволяет осуществлять глубинные измерения удельного сопротивления без необходимости в том, чтобы сам прибор для каротажа удельного сопротивления был чрезмерно длинным. Кроме того, эта способность может позволять располагать части прибора для каротажа удельного сопротивления намного ближе к буровому долоту, что дает возможность более раннего обнаружения приближающихся границ пласта.
По меньшей мере, в некоторых осуществлениях прибор 702 является стабилизатором, имеющим регулируемые лопасти в соответствии с раскрытием в обычным образом переуступленных патентах США № 5318137 и № 5318138, идеи которых включены в настоящую заявку посредством ссылки. Как раскрыто в этих патентах, угол наклона забойной компоновки может быть изменен путем избирательного изменения протяженности лопастей стабилизатора. Как должен сразу же признать специалист в данной области техники, направление бурового долота также можно изменять в соответствии с другими способами, например путем избирательного включения и выключения забойного двигателя, регулирования угла изгиба в механизме искривления двигателя или изменения нагрузки на долото системы.
Согласно некоторым осуществлениям модульный прибор для каротажа удельного сопротивления может быть собран в полевых условиях, например на месте расположения скважины. Различные приборные узлы могут быть образованы с различной степенью поворота вокруг продольной оси каждого приборного модуля относительно других приборных модулей. Возможность изменения конфигурации существующей приборной колонны позволяет собирать больше данных относительно формации, окружающей ствол скважины. Поэтому могут быть определены более робастные и качественные графики удельного сопротивления для удержания бурильного оборудования в надлежащем направлении. Использование приборных узлов, описанных выше, для прибора геоуправления повышает модульность, надежность и снижает затраты на изготовление, техническое обслуживание, проектирование, повторное использование и замену.
На фиг.8 показана структурная схема примера осуществления электроники базового и удлинительного модулей. После сборки различные модули соединяют с помощью однопроводной приборной шины 802. В некоторых осуществлениях при сборке прибора кабель пропускают через внутренние отверстия приборов и вручную присоединяют к клеммным колодкам внутри приборных модулей. В некоторых вариантах осуществлений приборный магистральный кабель пропускают через отверстие или закрытый канал в стенке прибора и присоединяют к контактам или индуктивным элементам связи на каждом конце модуля. Когда модули соединяют друг с другом, вследствие геометрии соединения эти контакты или индуктивные элементы связи устанавливаются в положение электрического соединения. Например, в резьбовой компоновке соединения труб с внутренней и наружной резьбой часть соединения с внутренней резьбой может включать в себя проводящий охватываемый штырь, удерживаемый на месте на центральной оси с помощью одного или нескольких опорных элементов из внутренней стенки модуля. Аналогичным образом, когда резьбовое соединение затягивают, согласованное охватывающее гнездо может удерживаться на месте на центральной оси части соединения с наружной резьбой и располагаться для осуществления электрического контакта с охватываемым штырем. Уплотнительное кольцо может быть предусмотрено для поддержания электрического соединения сухим во время операций бурения. В системах, требующих свободного отверстия, электрический соединитель может быть видоизменен с образованием кольцевого соединения, в котором кругообразно симметричный нож соприкасается с круговым гнездом, и в этом случае имеется уплотнительное кольцо для поддержания электрического соединения сухим. Известны и могут быть использованы другие подходящие электромеханические соединители.
В осуществлении, показанном на фиг.8, приборная шина 802 индуктивно связана с электроникой модуля через трансформатор 804. Источник 806 питания отбирает энергию переменного тока с приборной шины и повышает качество энергии, предназначенной для использования другими узлами электроники. Двусторонняя связь с другими модулями осуществляется с помощью модема 808 под управлением контроллера 810. Контроллер 810 работает в соответствии с микропрограммным обеспечением и программным обеспечением, сохраняемыми в запоминающем устройстве 812, чтобы осуществлять координацию работы с другими модулями и управлять передатчиком 814 и приемником 816 каждой антенны 818. При излучении электромагнитного сигнала в формацию с контроллера подается сигнал синхронизации по приборной шине к другим модулям. При работе приемника контроллер принимает сигнал, синхронизирующий импульс, и начинает преобразовывать в цифровую форму и сохранять принимаемый сигнал (сигналы) в запоминающем устройстве для последующей передачи в модуль питания и управления.
На фиг.9 представлен пример схемы антенны 818. Антенна 818 включает в себя несколько рамок из провода, окружающего центральный сердечник 905. Выводы 910, 915, 920, 925 присоединены к различным рамкам, что позволяет с помощью электроники передатчика или приемника изменять число эффективных витков в рамке. При приложении переменного тока к рамке 818 создается электромагнитное поле. И наоборот, переменное электромагнитное поле в окрестности антенны 818 наводит напряжение на выводах. Таким образом, антенна 818 может быть использована для излучения или приема электромагнитных волн.
На фиг.10А показан детальный вид двух частично собранных модулей 402 и 412. На этом виде можно видеть дверцу 1008 отсека для электроники передатчика/приемника антенны 406 в модуле 402, но саму антенну на этом виде нельзя видеть, поскольку она защищена слоем чередующихся лент 1010 и 1012. Ленты 1012 представляют собой стальные износные планки для защиты антенны от повреждения. Чтобы исключить подавление сигнала на антенне стальными износными планками 1012, их ориентируют перпендикулярно к плоскости антенны и чередуют с лентами из изоляционного материала 1010.
Антенны 416 и 420 модуля 412 показаны закрепленными в соответствующих выемках 414 и 418 поддерживающими планками 1002 и 1004. Пространство вокруг антенн должно быть заполнено поддерживающим материалом, а защитная структура помещена поверх антенн для обеспечения сопротивления износу. Также видны дверцы 1006 отсеков для электроники передатчика/приемника антенн 416 и 420.
На фиг.10В показано первое осуществление защитной структуры, предназначенной для размещения поверх наклонных антенн. Защитная структура представляет собой втулку 1013, состоящую из трубчатого корпуса 1014, имеющего систему окон 1016, расположенных так, что они совпадают с одной или несколькими наклонными антеннами. В некоторых осуществлениях окна являются, по существу, прямоугольными, при этом ближайшие к антенне края ориентированы в основном перпендикулярно к плоскости антенны. Крепежные отверстия 1018 могут быть предусмотрены в качестве средства для прикрепления крышки к корпусу прибора. Для защиты антенн крышку 1013 изготавливают из материалов, которые ведут себя подобно жесткой оболочке. Трубчатый корпус 1014 можно изготавливать из проводящего или непроводящего материала, и в, по меньшей мере, некоторых осуществлениях трубчатый корпус состоит из немагнитной стали. Трубчатый корпус 1014 может быть покрыт, например, карбидом вольфрама. Трубчатый корпус 1014 имеет открытые концы, так что его можно надвигать на корпус модуля и снимать с него, что позволяет прикреплять модуль к другим модулям любым концом. Форма, толщина, диаметр и длина трубчатого корпуса 1014 могут изменяться от одного применения к другому. Число окон может изменяться от одного применения к другому, и размеры, разнесение и другие характеристики каждого окна или каждого набора окон могут изменяться от одного применения к другому.
Крепежные отверстия 1018 могут быть использованы для прикрепления крышки 1013 к корпусу модуля. Как таковые, подогнанные отверстия могут быть образованы в модуле, и винты или другие известные средства могут быть использованы для присоединения крышки 1013 к корпусу модуля. Таким средством в дополнение к прессовой посадке может быть сварка или другой дополнительный способ удержания крышки 1013 на месте.
На фиг.10C-10D показаны два вида защитной крышки 1013 на своем месте на модуле 412. С пояснительной целью крышка 1013 показана как выполненная из полупрозрачного материала, чтобы дать наглядное представление о взаимном расположении антенн 416, 420 и окон 1016, вырезанных в защитной крышке 1013. Предполагается, что крышка 1013 содержит сталь или некоторый другой электропроводный металл. Поэтому для предотвращения подавления сигнала на антенне токами, наводимыми в защитной крышке 1013, окна 1016 вырезаны с краями, перпендикулярными к антеннам 416, 420.
На фиг.10С показан вид сбоку защитной крышки 1013 на своем месте на приборном модуле 412. Наклонные выемки 414, 418 и антенны 416, 420 находятся под системой окон 1016. В случае стыковки надлежащим образом окна 1016 располагаются выше и перпендикулярно к антеннам 416, 418 по окружности модуля 412. На фиг.10С дополнительно показано, что в некоторых осуществлениях антенны 416, 420 отклонены на 45° от оси прибора.
На фиг.10D показан вид снизу защитной крышки 1013 на своем месте на приборном модуле 412. На виде снизу показан дополнительный вид расположенных под углом выемок, наклонных антенн и окон, расположенных перпендикулярно к антеннам 416, 420 по окружности модуля 412. На фиг.10С и 10D показаны дверцы 1006 отсеков в приборном модуле 412. Герметизированная полость под каждой дверцей отсека содержит электронику для излучения и приема сигналов с помощью соответствующих антенн 416, 420. Объем выемок 414, 418 и окон 1016 и другие участки могут быть заполнены и герметизированы для предотвращения проникновения промывочной жидкости и другого материала. Подходящие способы могут включать в себя способы, описанные в патенте США № 5563512. Однако предпочтительно, чтобы материал для уплотнения не ухудшал значительно способность окон 1016 пропускать излучаемую и отражаемую энергию.
В качестве варианта использования защитной крышки 1013 наклонные антенны можно защищать, используя расположенные слоями износные ленты 1012, подобные показанным на фиг.10А. На фиг.11А показан прибор 500 для каротажа удельного сопротивления, имеющий модуль 505 с расположенной под углом выемкой 510, имеющей наклонную антенну 515. Выемка имеет заплечики 525 для поддержания расположенной слоями ленточной структуры 550, показанной на фиг.11В. Структура содержит изоляционный материал 555, содержащий стальные износные планки 560, ориентированные в основном по ширине структуры. Изоляционный материал 555 предотвращает протекание токов, которые подавляют сигнал на антенне.
На фиг.11С показан вид сбоку другой вариант крышки 572, имеющей систему окон, которые совмещены с наклонной антенной. Крышка 572 представляет собой ленту 574, имеющую окна 576. Крышка 572 поддерживается заплечиками 525 и, возможно, дополнительно любыми антенными опорами. Предпочтительно, чтобы аналогично окнам 1016 окна 576 были совмещены с антенной, в этом случае с антенной 515, и расположены перпендикулярно к ней. Как ранее упоминалось относительно крышки 1013 и окон 1016, материалы, используемые для образования крышки 572, и размеры крышки и окон можно изменять от одной реализации к другой. Точно также окна 576 и другие участки могут быть герметизированы известным способом для предотвращения проникновения промывочной жидкости и другого материала. Крышка 572 может быть прикреплена к сегменту 500 любым известным способом (способами) крепления, например винтами, обжатием, зажимом (зажимами). Уплотнительная прокладка может быть прикреплена к крышке 572 или заплечикам 525.
На фиг.11D показан вид спереди крышки 572. Крышка 572 может быть вырезана из плоского листа стали и ее форма изменена до получения (наклонной) цилиндрической конфигурации. После того как она установлена в выемку, можно выполнить сварку по стыку 582 для закрепления крышки на месте. Лапки 578 могут быть предусмотрены для предотвращения поворота крышки и вырезы 580 могут быть предусмотрены для установки поблизости крышек доступа, закрепления технических средств и других элементов прибора. Заявитель отмечает, что конфигурации окон необязательно должны быть одинаковыми по форме и размеру, такими же как окно, показанное позицией 584.
Для иллюстрации взаимосвязи антенны 515 и окон на фиг.11Е показана крышка 572 на своем месте на частично собранном каротажном приборе. Внутри полученной механической обработкой выемки 588 находятся полость 590 для электроники и различные резьбовые отверстия для закрепления электроники и дверцы отсека. Согласованная выемка 586 с дополнительными резьбовыми отверстиями позволяет закреплять дверцу отсека (под крышкой 572) на протяжении ширины выемки для антенны, что создает желоб для прокладки проводов между антенной и электроникой, если это необходимо. На практике антенна не будет видимой, поскольку эллиптическая выемка и окна крышки будут заполнены некоторым изоляционным материалом для поддержания и защиты антенны.
После сборки, введения в ствол скважины и включения в приборном узле для каротажа удельного сопротивления/геоуправления в свою очередь возбуждаются различные передатчики и собираются результаты измерений с каждого приемника. В некоторых осуществлениях базовый модуль включает в себя технические средства для ориентации и отслеживания местоположения, тогда как в других осуществлениях для базового модуля доступна информация об ориентации и местоположении, предоставляемая другим модулем. В еще других осуществлениях базовый модуль передает результаты соответствующих измерений на другой прибор, имеющий доступ к информации о местоположении и ориентации. Хотя нижеследующее описание фиг.12 будет происходить в предположении, что базовый модуль выполняет описанные действия, при этом в качестве варианта эти действия могут осуществляться тем или иным из компонентов системы.
Согласно блоку 1202 удлинительные модули соединяют с базовым модулем. В некоторых осуществлениях удлинительные модули просто привинчивают к забойной компоновке или приборной колонне с базовым модулем и устанавливают электрические контакты в соединителях в соединение с приборной шиной. Известны и могут быть использованы другие подходящие способы соединения.
Согласно блоку 1204 в базовом модуле идентифицируется каждый из удлинительных модулей, с которым он соединен. Предпочтительно, чтобы каждый удлинительный модуль включал в себя запрограммированное уникальное имя вместе с некоторым указателем типа модуля (например, передатчик, приемник, ориентация антенны и простая или дифференциальная конфигурация) и номер версии для обеспечения возможности выполнения этого процесса идентификации автоматически базовым модулем. Однако специализированную конфигурацию или программирование промысловым инженером также можно использовать в качестве способа при сборке прибора.
После того как в базовом модуле завершен процесс идентификации, согласно блоку 1206 в нем инициируется процедура синхронизации часов. Для гарантии точности измерений процесс синхронизации может повторяться или корректироваться перед каждым измерением. В некоторых осуществлениях каждый модуль имеет свои высокоточные часы и в базовом модуле только определяется относительный уход времени для каждого модуля путем использования процесса запроса и ответа. Кроме того, для дальнейшего уточнения в базовом модуле может определяться и отслеживаться скорость изменения ухода времени всех часов.
Согласно блоку 1208 в базовом модуле определяются измеряемые параметры и они передаются в соответствующие удлинительные модули. Например, измеряемые параметры могут указывать на излучающую антенну, заданную частоту и установку мощности и заданное время возбуждения. (Заданное время возбуждения можно обозначить, используя специальный запускающий сигнал на шине.) Кроме того, при использовании импульсных сигналов можно задавать форму и длительность импульса.
Согласно блоку 1210 осуществляют возбуждение передатчика и измерение фазы и затухания на приемниках. Эти измерения выполняют относительно любого одного из нескольких возможных опорных сигналов. Фазу можно измерять относительно отдельных часов, относительно фазы излучаемого сигнала или относительно фазы принимаемого сигнала с другой антенны. Точно также затухание можно измерять относительно калибровочного значения, относительно заданной установки мощности излучения или относительно амплитуды принимаемого сигнала с другой антенны. Базовый модуль обменивается информацией с каждым из удлинительных модулей для сбора результатов измерений с приемников. Кроме того, когда удлинительный модуль излучает сигнал, фактическое время излучения может быть получено, если оно измеряется в этом модуле.
Согласно блоку 1212 в базовом модуле определяется ориентация прибора и обрабатываются результаты измерений фазы и затухания, соответственно. В некоторых осуществлениях прибор поворачивают, когда в нем собираются результаты измерений. Результаты измерений сортируются в азимутальные бины и объединяются с результатами других измерений из этого бина. Путем объединения результатов измерений таким образом можно снизить погрешность измерений. В базовом модуле результаты измерений обрабатываются для определения азимутальной и радиальной зависимости измерений и дополнительно может формироваться сигнал геоуправления путем использования разности между результатами измерений при противоположных ориентациях или между результатами измерений для данного бина и среднего из всех бинов.
При желании согласно блоку 1214 в базовом модуле данные сжимаются до запоминания их во внутреннем запоминающем устройстве и/или данные подаются на телеметрический передатчик для передачи на поверхность. Согласно блоку 1216 в базовом модуле определяется, должен ли продолжаться каротаж, и, если это так, повторение операций начинается с блока 1206.
Хотя приведенное выше описание было сосредоточено на использовании азимутально-чувствительных измерений удельного сопротивления, чтобы получать возможность геоуправления относительно границ пласта, такие измерения также можно использовать для образования дополнительных стволов скважины, в основном параллельных одному или нескольким существующим стволам скважины. Существующие стволы скважины могут быть заполнены флюидом, имеющим удельное сопротивление, сильно отличающееся от удельного сопротивления окружающих формаций. При бурении нового ствола скважины азимутально-чувствительный прибор для каротажа удельного сопротивления позволяет обнаруживать направление на существующие стволы скважины и расстояние до них. Точное размещение в основном параллельных стволов скважины позволяет использовать такие способы, как гравитационное дренирование при закачке пара, при котором пар закачивают из первого ствола скважины в формацию для нагревания формации, вследствие чего повышается текучесть углеводородов. В таком случае эти углеводороды вытекают из коллектора во второй ствол скважины, значительно повышая дебит коллектора.
Хотя настоящее изобретение было описано относительно ограниченного числа осуществлений, специалисты в данной области техники найдут многочисленные модификации и варианты его. Например, предполагается, что раскрытые способы конструирования прибора можно использовать в спускаемых на каротажном кабеле приборах, а также приборах для каротажа в процессе бурения. При каротаже в процессе бурения бурильная колонна может быть спускаемой на кабеле или бескабельной бурильной трубой, или на гибкой трубе. Подразумевается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и варианты как попадающие в рамки истинной сущности и объем этого настоящего изобретения.

Claims (16)

1. Способ каротажа, содержащий этапы, на которых:
соединяют удлинительный модуль с базовым модулем; и осуществляют работу удлинительного модуля и базового модуля совместно для, по меньшей мере, одного из: обнаружения азимутальных изменений в удельном сопротивлении формации и управления направлением бурения, причем базовый модуль содержит прибор для каротажа удельного сопротивления, имеющий, по меньшей мере, одну излучающую антенну и, по меньшей мере, одну приемную антенну, причем удлинительный модуль включает в себя наклонную приемную антенну для осуществления азимутально-чувствительных измерений в ответ на работу излучающей антенны в базовом модуле.
2. Способ каротажа по п.1, в котором азимутально-чувствительные измерения содержат, по меньшей мере, одно из фазового сдвига и затухания между наклонной приемной антенной и опорным сигналом.
3. Способ каротажа по п.2, в котором опорный сигнал является излучаемым сигналом или принимаемым сигналом с другой приемной антенны.
4. Способ каротажа по п.1, в котором азимутальные изменения используют для определения сигнала геоуправления.
5. Способ каротажа по п.1, в котором удлинительный модуль работает под управлением базового модуля.
6. Способ каротажа по п.5, в котором базовый модуль автоматически обнаруживает удлинительный модуль и управляет им при подаче питания.
7. Способ каротажа по п.1, в котором указанное соединение осуществляют через посредство, по меньшей мере, одного промежуточного трубчатого элемента.
8. Способ каротажа по п.1, дополнительно содержащий соединение второго удлинительного модуля с базовым модулем, при этом второй удлинительный модуль работает под управлением базового модуля.
9. Способ каротажа по п.1, в котором удлинительный модуль соединяют с базовым модулем с помощью крепежного средства из набора, состоящего из винтового соединителя, соединителя с прессовой посадкой и сварочного шва.
10. Способ каротажа по п.1, в котором удлинительный модуль представлен из набора взаимозаменяемых удлинительных модулей, выполненных с возможностью получения дифференциальных измерений при соединении с базовым модулем.
11. Способ каротажа по п.10, в котором набор взаимозаменяемых удлинительных модулей включает в себя модули, имеющие различное число антенн.
12. Способ каротажа по п.10, в котором набор взаимозаменяемых удлинительных модулей включает в себя модули, имеющие антенны с различными ориентациями.
13. Способ каротажа по п.10, в котором набор взаимозаменяемых удлинительных модулей включает в себя излучающие модули, имеющие различные мощности излучения.
14. Способ каротажа по п.10, в котором набор взаимозаменяемых удлинительных модулей включает в себя приемные модули, имеющие различные чувствительности.
15. Приборный узел для геоуправления, который содержит:
базовый модуль; и
удлинительный модуль, который соединен с базовым модулем для совместного обнаружения азимутальных изменений в удельной сопротивлении формации для управления направлением бурения, причем базовый модуль содержит прибор для каротажа удельного сопротивления, имеющий, по меньшей мере, одну излучающую антенну и, по меньшей мере, одну приемную антенну, причем удлинительный модуль включает в себя наклонную приемную антенну для осуществления азимутально-чувствительных измерений в ответ на работу излучающей антенны в базовом модуле.
16. Удлинительный модуль, который содержит:
резьбовой соединитель, который механически соединен с базовым модулем и создает путь прохождения электрического сигнала с базовым модулем при таком соединении; и
электронику, которая работает совместно с базовым модулем для, по меньшей мере, одного из: обнаружения азимутальных изменений в удельном сопротивлении формации и управления направлением бурения, причем базовый модуль содержит прибор для каротажа удельного сопротивления, имеющий, по меньшей мере, одну излучающую антенну и, по меньшей мере, одну приемную антенну, причем удлинительный модуль включает в себя наклонную приемную антенну для осуществления азимутально-чувствительных измерений в ответ на работу излучающей антенны в базовом модуле.
RU2009104466/09A 2006-07-11 2007-07-11 Модульный приборный узел для геоуправления RU2394270C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US80698106P 2006-07-11 2006-07-11
US60/806,981 2006-07-11

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2394270C1 true RU2394270C1 (ru) 2010-07-10

Family

ID=38923862

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009104466/09A RU2394270C1 (ru) 2006-07-11 2007-07-11 Модульный приборный узел для геоуправления

Country Status (10)

Country Link
US (2) US8222902B2 (ru)
EP (1) EP2038513B1 (ru)
JP (1) JP5060555B2 (ru)
KR (1) KR20090055553A (ru)
CN (1) CN101501297B (ru)
CA (1) CA2655200C (ru)
MX (1) MX2009000112A (ru)
NO (1) NO339293B1 (ru)
RU (1) RU2394270C1 (ru)
WO (1) WO2008008386A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU213860U1 (ru) * 2020-04-03 2022-10-05 Елена Алексеевна Тареева Устройство контроля углов дна скважины для горизонтально-направленного бурения

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6163155A (en) * 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US7659722B2 (en) * 1999-01-28 2010-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection
US7755361B2 (en) * 2004-07-14 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US7786733B2 (en) * 2004-07-14 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US8736270B2 (en) * 2004-07-14 2014-05-27 Schlumberger Technology Corporation Look ahead logging system
RU2394270C1 (ru) 2006-07-11 2010-07-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Модульный приборный узел для геоуправления
WO2008021868A2 (en) 2006-08-08 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivty logging with reduced dip artifacts
CN101460698B (zh) 2006-12-15 2013-01-02 哈里伯顿能源服务公司 具有旋转天线结构的天线耦合元件测量工具
US9638022B2 (en) * 2007-03-27 2017-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for displaying logging data
GB2484432B (en) 2008-01-18 2012-08-29 Halliburton Energy Serv Inc EM-guided drilling relative to an existing borehole
US8347985B2 (en) * 2008-04-25 2013-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Mulitmodal geosteering systems and methods
WO2010059151A1 (en) * 2008-11-19 2010-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Data transmission systems and methods for azimuthally sensitive tools with multiple depths of investigation
MY160258A (en) 2008-11-24 2017-02-28 Halliburton Energy Services Inc A high frequency dielectric measurement tool
WO2011022012A1 (en) 2009-08-20 2011-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture characterization using directional electromagnetic resistivity measurements
US8497673B2 (en) * 2009-09-28 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Directional resistivity antenna shield
US9085959B2 (en) * 2010-01-22 2015-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for resistivity measurements
CA2786913A1 (en) 2010-03-31 2011-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-step borehole correction scheme for multi-component induction tools
CA2795219C (en) 2010-04-15 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Processing and geosteering with a rotating tool
US8917094B2 (en) 2010-06-22 2014-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting deep conductive pipe
US9115569B2 (en) 2010-06-22 2015-08-25 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement
US8749243B2 (en) 2010-06-22 2014-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement
US8844648B2 (en) 2010-06-22 2014-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for EM ranging in oil-based mud
US20130239673A1 (en) * 2010-06-24 2013-09-19 Schlumberger Technology Corporation Systems and Methods for Collecting One or More Measurements in a Borehole
WO2012002937A1 (en) 2010-06-29 2012-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for sensing elongated subterraean anomalies
US8558548B2 (en) * 2010-07-28 2013-10-15 Schlumberger Technology Corporation Determining anisotropic resistivity
US9360582B2 (en) 2010-07-02 2016-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements
BR112012028666A2 (pt) 2010-07-16 2016-08-16 Halliburton Energy Services Inc sistema, e, método de perfilagem
SG188241A1 (en) 2010-08-31 2013-04-30 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for downhole measurement tools
JP5543885B2 (ja) * 2010-09-28 2014-07-09 前田建設工業株式会社 曲がりボーリング工法及びこれに用いる削孔装置
CN102022081B (zh) * 2010-11-10 2013-05-15 中国海洋石油总公司 一种在复杂地层条件下的钻井方法和装置
SE535666C2 (sv) * 2011-03-11 2012-10-30 Totalfoersvarets Forskningsins Metod och anordning för genomsökning av rasmassor
MY167753A (en) 2011-04-18 2018-09-24 Halliburton Energy Services Inc Multicomponent borehole radar systems and methods
US8954280B2 (en) 2011-05-05 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining formation parameters using a rotating tool equipped with tilted antenna loops
WO2013019224A1 (en) 2011-08-03 2013-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus to detect a conductive body
BR112013009286B1 (pt) 2011-08-03 2020-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. “método, sistema e aparelho de conduzir um poço em uma zona visada, e, dispositivo de armazenamento legível por máquina
BR112014003269A2 (pt) 2011-08-18 2017-03-14 Halliburton Energy Servicer Inc método de perfilagem furo abaixo, e, ferramenta de detecção de revestimento
US8861307B2 (en) * 2011-09-14 2014-10-14 Schlumberger Technology Corporation Acoustic logging while drilling tool with active control of source orientation
BR112014007287A2 (pt) * 2011-09-27 2017-04-18 Halliburton Energy Services Inc método e sistema para realizar uma operação de perfuração, e, dispositivo de armazenamento legível por máquina
CA2849245A1 (en) 2011-10-31 2013-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-component induction logging systems and methods using real-time obm borehole correction
BR112014011373A2 (pt) * 2011-11-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services Inc sistema, método implementado por processador e dispositivo de armazenamento legível por máquina
US10358911B2 (en) 2012-06-25 2019-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals
EP2888443B1 (en) * 2012-08-21 2019-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Turbine drilling assembly with near drill bit sensors
CN104736795A (zh) 2012-09-28 2015-06-24 兰德马克绘图国际公司 自导式地质导向组件和优化井位和质量的方法
US9091776B2 (en) 2012-12-11 2015-07-28 Harris Corporation Subterranean mapping system including electrically conductive element and related methods
US9081116B2 (en) 2012-12-11 2015-07-14 Harris Corporation Subterranean mapping system including spaced apart electrically conductive well pipes and related methods
US9091782B2 (en) 2012-12-13 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Modular resistivity logging tool systems and methods employing an adapter in an isolation joint configuration
WO2014098919A1 (en) 2012-12-23 2014-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Deep formation evaluation systems and methods
US9389332B2 (en) * 2013-04-01 2016-07-12 Oliden Technology, Llc Method and tool for directional electromagnetic well logging
US11326437B2 (en) * 2013-06-12 2022-05-10 Well Resolutions Technology Universal bottomhole assembly node (UBHAN) providing communications to and from rotary steerable systems (RSS) and real time azimuthal resistivity imaging for geosteering and pressure while drilling (FWD) for well control
CA2916275C (en) * 2013-06-18 2021-10-12 Well Resolutions Technology Modular resistivity sensor for downhole measurement while drilling
MX369861B (es) * 2013-08-20 2019-11-25 Halliburton Energy Services Inc Collar de optimizacion de perforacion en el interior del pozo con fibra optica.
EA035751B1 (ru) * 2013-08-28 2020-08-05 Эволюшн Инжиниринг Инк. Оптимизация передачи сигналов электромагнитной телеметрии
US9618647B2 (en) 2014-10-27 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Gain compensated symmetrized and anti-symmetrized angles
AU2014411434B2 (en) 2014-11-13 2017-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivity logging tools with tilted ferrite elements for azimuthal sensitivity
GB2547597A (en) 2014-12-31 2017-08-23 Halliburton Energy Services Inc Modifying magnetic tilt angle using a magnetically anisotropic material
US9923275B2 (en) * 2015-07-27 2018-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Tilted antenna bobbins and methods of manufacture
WO2017039592A1 (en) * 2015-08-28 2017-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Add-on antennas for extending electromagnetic measurement range downhole
US10633967B2 (en) * 2015-10-07 2020-04-28 Oliden Technology, Llc Modular system for geosteering and formation evaluation
WO2017065722A1 (en) * 2015-10-12 2017-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetically transmissive directional antenna shield
CA2995449C (en) * 2015-10-28 2020-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Inductive cavity sensors for resistivity tools
CA2997113C (en) * 2015-10-29 2021-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems employing a rotating magnet and fiber optic sensors for ranging
WO2017099710A1 (en) * 2015-12-07 2017-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Modular tool having combined em logging and telemetry
US10261209B2 (en) * 2016-02-29 2019-04-16 China Petroleum & Chemical Corporation Near-bit ultradeep measurement system for geosteering and formation evaluation
BR112019004107B1 (pt) * 2016-10-06 2022-07-19 Halliburton Energy Services, Inc Sistema de variação eletromagnética, e, método para variação eletromagnética de um poço alvo
BR112019012412A2 (pt) * 2017-01-10 2020-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Conjunto de antenas e método
US11320559B2 (en) * 2017-01-10 2022-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Stacked soft magnetic inserts and slotted shield designs for titled coil antennas
CN107387070A (zh) * 2017-07-07 2017-11-24 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种随钻录井电阻率测量短节
EP3717742B1 (en) 2017-11-30 2023-08-09 Services Pétroliers Schlumberger Shield assembly for logging tool sensors
US11112523B2 (en) 2017-12-01 2021-09-07 Schlumberger Technology Corporation Calibration of electromagnetic measurement tool
US11339650B2 (en) 2019-03-22 2022-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compact logging while drilling look around and look ahead tool
US11740380B2 (en) * 2020-05-08 2023-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Minimal electronic sensor collars
CN112177602B (zh) * 2020-09-27 2022-09-09 电子科技大学 一种超深电阻率测井的时域测量方法
CN112160746B (zh) * 2020-09-27 2022-09-09 电子科技大学 一种超深电阻率测井的时域测量装置
CN112160744B (zh) * 2020-09-27 2022-09-09 电子科技大学 一种超深电阻率的测量装置
CN115726773A (zh) * 2021-08-30 2023-03-03 中国石油化工股份有限公司 一种测量随钻前探地层电阻率的装置及方法
CN114622906A (zh) * 2022-04-29 2022-06-14 中国海洋石油集团有限公司 测井装置及方法

Family Cites Families (218)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2901689A (en) * 1957-01-23 1959-08-25 Engineering Res Corp Method of exploring the earth with electromagnetic energy
US3014177A (en) 1957-06-24 1961-12-19 Shell Oil Co Electromagnetic earth surveying apparatus
US3187252A (en) * 1961-12-18 1965-06-01 Shell Oil Co Electromagnetic well surveying method and apparatus for obtaining both a dip and conductivity anisotropy of a formation
US3286163A (en) 1963-01-23 1966-11-15 Chevron Res Method for mapping a salt dome at depth by measuring the travel time of electromagnetic energy emitted from a borehole drilled within the salt dome
US3408561A (en) 1963-07-29 1968-10-29 Arps Corp Formation resistivity measurement while drilling, utilizing physical conditions representative of the signals from a toroidal coil located adjacent the drilling bit
US3305771A (en) 1963-08-30 1967-02-21 Arps Corp Inductive resistivity guard logging apparatus including toroidal coils mounted on a conductive stem
US3510757A (en) * 1966-09-01 1970-05-05 Schlumberger Technology Corp Formation dip measuring methods and apparatus using induction coils
US3412815A (en) 1966-11-14 1968-11-26 Chevron Res Electromagnetic radiation method for guiding the drilling of oil wells after the borehole has entered a massive earth formation of chemically deposited material, by a mistake, accident, or the like
FR1543425A (fr) 1967-09-12 1968-10-25 Schlumberger Prospection Pendagemètre à induction
US3539911A (en) 1968-06-21 1970-11-10 Dresser Ind Induction well logging apparatus having investigative field of asymmetric sensitivity
US3808520A (en) * 1973-01-08 1974-04-30 Chevron Res Triple coil induction logging method for determining dip, anisotropy and true resistivity
US3982176A (en) 1974-12-11 1976-09-21 Texaco Inc. Combination radio frequency dielectric and conventional induction logging system
US4209747A (en) 1977-09-21 1980-06-24 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determination of subsurface permittivity and conductivity
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
US4360777A (en) 1979-12-31 1982-11-23 Schlumberger Technology Corporation Induction dipmeter apparatus and method
US4319191A (en) 1980-01-10 1982-03-09 Texaco Inc. Dielectric well logging with radially oriented coils
US4536714A (en) * 1982-04-16 1985-08-20 Schlumberger Technology Corporation Shields for antennas of borehole logging devices
USRE32913E (en) * 1982-04-16 1989-04-25 Schlumberger Technology Corp. Shields for antennas of borehole logging devices
AU559968B2 (en) 1982-04-29 1987-03-26 Mobil Oil Corp. Controlled morphology high silica zeolites
US4553097A (en) 1982-09-30 1985-11-12 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method using transverse magnetic mode
US4611173A (en) 1983-01-11 1986-09-09 Halliburton Company Induction logging system featuring variable frequency corrections for propagated geometrical factors
US4785247A (en) 1983-06-27 1988-11-15 Nl Industries, Inc. Drill stem logging with electromagnetic waves and electrostatically-shielded and inductively-coupled transmitter and receiver elements
US4808929A (en) * 1983-11-14 1989-02-28 Schlumberger Technology Corporation Shielded induction sensor for well logging
US4610313A (en) 1984-02-15 1986-09-09 Reed Tool Company Drill bit having a failure indicator
US4651101A (en) * 1984-02-27 1987-03-17 Schlumberger Technology Corporation Induction logging sonde with metallic support
US4845433A (en) * 1984-05-31 1989-07-04 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for microinductive investigation of earth formations
GB2166599B (en) 1984-11-02 1988-06-08 Coal Ind Borehole located directional antennae means for electromagnetic sensing systems
US4636731A (en) * 1984-12-31 1987-01-13 Texaco Inc. Propagation anisotropic well logging system and method
US4873488A (en) 1985-04-03 1989-10-10 Schlumberger Technology Corporation Induction logging sonde with metallic support having a coaxial insulating sleeve member
US4700142A (en) 1986-04-04 1987-10-13 Vector Magnetics, Inc. Method for determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing
JPH0516765Y2 (ru) 1986-05-14 1993-05-06
US4791373A (en) 1986-10-08 1988-12-13 Kuckes Arthur F Subterranean target location by measurement of time-varying magnetic field vector in borehole
US4810970A (en) 1986-12-22 1989-03-07 Texaco Inc. Oil-based flushed zone electromagnetic well logging system and method
FR2609105B1 (fr) * 1986-12-31 1990-10-26 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures ou/et interventions dans une portion de puits fortement inclinee et son application a la realisation de profils sismiques
US4949045A (en) * 1987-10-30 1990-08-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer
US4968940A (en) 1987-10-30 1990-11-06 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method using two spaced apart transmitters with two receivers located between the transmitters
US4899112A (en) * 1987-10-30 1990-02-06 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method for determining formation resistivity at a shallow and a deep depth
US4780857A (en) 1987-12-02 1988-10-25 Mobil Oil Corporation Method for logging the characteristics of materials forming the walls of a borehole
US5081419A (en) * 1990-10-09 1992-01-14 Baker Hughes Incorporated High sensitivity well logging system having dual transmitter antennas and intermediate series resonant
US4940943A (en) * 1988-04-19 1990-07-10 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for optimizing the reception pattern of the antenna of a propagating electromagnetic wave logging tool
US4876511A (en) 1988-10-20 1989-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for testing and calibrating an electromagnetic logging tool
US5230387A (en) * 1988-10-28 1993-07-27 Magrange, Inc. Downhole combination tool
US4933640A (en) * 1988-12-30 1990-06-12 Vector Magnetics Apparatus for locating an elongated conductive body by electromagnetic measurement while drilling
US5115198A (en) * 1989-09-14 1992-05-19 Halliburton Logging Services, Inc. Pulsed electromagnetic dipmeter method and apparatus employing coils with finite spacing
US4980643A (en) 1989-09-28 1990-12-25 Halliburton Logging Services, Inc. Induction logging and apparatus utilizing skew signal measurements in dipping beds
US4962490A (en) 1990-01-18 1990-10-09 Mobil Oil Corporation Acoustic logging method for determining the dip angle and dip direction of a subsurface formation fracture
US5442294A (en) * 1990-09-10 1995-08-15 Baker Hughes Incorporated Conductivity method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole
US5260662A (en) 1990-09-10 1993-11-09 Baker Hughes Incorporated Conductivity method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole
US5089779A (en) * 1990-09-10 1992-02-18 Develco, Inc. Method and apparatus for measuring strata resistivity adjacent a borehole
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
US5355088A (en) 1991-04-16 1994-10-11 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining parameters of a transition zone of a formation traversed by a wellbore and generating a more accurate output record medium
US5160925C1 (en) 1991-04-17 2001-03-06 Halliburton Co Short hop communication link for downhole mwd system
US5410303A (en) 1991-05-15 1995-04-25 Baroid Technology, Inc. System for drilling deivated boreholes
US5210495A (en) * 1991-05-28 1993-05-11 Schlumberger Technology Corp. Electromagnetic logging method and apparatus with scanned magnetic dipole direction
AU654346B2 (en) 1991-05-28 1994-11-03 Schlumberger Technology B.V. Slot antenna having two nonparallel elements
US5278507A (en) * 1991-06-14 1994-01-11 Baroid Technology, Inc. Well logging method and apparatus providing multiple depth of investigation using multiple transmitters and single receiver pair having depth of investigation independent of formation resistivity
US5230386A (en) * 1991-06-14 1993-07-27 Baker Hughes Incorporated Method for drilling directional wells
US5241273B1 (en) * 1991-06-24 1996-02-20 Schlumberger Technology Corp Method for controlling directional drilling in response to horns detected by electromagnetic energy progagation resistivity measurements
US5329448A (en) 1991-08-07 1994-07-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining horizontal conductivity and vertical conductivity of earth formations
DE69223589T2 (de) 1991-10-22 1998-12-10 Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Tex. Verfahren zum Bohrlochmessen während des Bohrens
US5239448A (en) * 1991-10-28 1993-08-24 International Business Machines Corporation Formulation of multichip modules
US5200705A (en) * 1991-10-31 1993-04-06 Schlumberger Technology Corporation Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers
NO306522B1 (no) * 1992-01-21 1999-11-15 Anadrill Int Sa Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring
FR2687228B1 (fr) 1992-02-12 1994-05-06 Schlumberger Services Petroliers Procede et dispositif de diagraphie pour l'etude de caracteristiques geometriques d'un forage.
US5491488A (en) 1992-06-11 1996-02-13 Baker Hughes Incorporated Electromagnetic propagation tool using magnetic dipole antennas
US5389881A (en) * 1992-07-22 1995-02-14 Baroid Technology, Inc. Well logging method and apparatus involving electromagnetic wave propagation providing variable depth of investigation by combining phase angle and amplitude attenuation
DE4224414A1 (de) * 1992-07-24 1994-01-27 Cassella Ag Phenylimidazolidin-derivate, ihre Herstellung und ihre Verwendung
RU2043656C1 (ru) 1992-09-25 1995-09-10 Валерий Аркадьевич Шафтан Способ вычислительной томографии
US5332048A (en) * 1992-10-23 1994-07-26 Halliburton Company Method and apparatus for automatic closed loop drilling system
US5343152A (en) 1992-11-02 1994-08-30 Vector Magnetics Electromagnetic homing system using MWD and current having a funamental wave component and an even harmonic wave component being injected at a target well
US5485089A (en) * 1992-11-06 1996-01-16 Vector Magnetics, Inc. Method and apparatus for measuring distance and direction by movable magnetic field source
FR2699286B1 (fr) 1992-12-15 1995-04-28 Inst Francais Du Petrole Dispositif et méthode pour mesurer la conductivité des formations géologiques autour d'un puits.
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
US5720355A (en) * 1993-07-20 1998-02-24 Baroid Technology, Inc. Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling
BE1007274A5 (fr) 1993-07-20 1995-05-09 Baroid Technology Inc Procede de commande de la tete d'un dispositif de forage ou de carottage et installation pour la mise en oeuvre de ce procede.
US5511037A (en) 1993-10-22 1996-04-23 Baker Hughes Incorporated Comprehensive method of processing measurement while drilling data from one or more sensors
US5589775A (en) 1993-11-22 1996-12-31 Vector Magnetics, Inc. Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole
US5475309A (en) 1994-01-21 1995-12-12 Atlantic Richfield Company Sensor in bit for measuring formation properties while drilling including a drilling fluid ejection nozzle for ejecting a uniform layer of fluid over the sensor
US5530358A (en) * 1994-01-25 1996-06-25 Baker Hughes, Incorporated Method and apparatus for measurement-while-drilling utilizing improved antennas
US5869968A (en) 1994-03-11 1999-02-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for avoiding mutual coupling between receivers in measurement while drilling
US5563512A (en) 1994-06-14 1996-10-08 Halliburton Company Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays
US6710600B1 (en) * 1994-08-01 2004-03-23 Baker Hughes Incorporated Drillpipe structures to accommodate downhole testing
US5864058A (en) 1994-09-23 1999-01-26 Baroid Technology, Inc. Detecting and reducing bit whirl
US5594343A (en) * 1994-12-02 1997-01-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas
US5757191A (en) * 1994-12-09 1998-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual induction sonde for steering transmitted and received signals
US6206108B1 (en) * 1995-01-12 2001-03-27 Baker Hughes Incorporated Drilling system with integrated bottom hole assembly
WO1996021871A1 (en) 1995-01-12 1996-07-18 Baker Hughes Incorporated A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US5656930A (en) * 1995-02-06 1997-08-12 Halliburton Company Method for determining the anisotropic properties of a subterranean formation consisting of a thinly laminated sand/shale sequence using an induction type logging tool
US6571886B1 (en) 1995-02-16 2003-06-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations
EP1632643B1 (en) 1995-02-16 2011-06-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of operating conditions of a downhole drill bit during drilling operations
US6230822B1 (en) 1995-02-16 2001-05-15 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations
US5550473A (en) * 1995-03-29 1996-08-27 Atlantic Richfield Company Method for locating thin bed hydrocarbon reserves utilizing electrical anisotropy
US5585790A (en) 1995-05-16 1996-12-17 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining alignment of borehole tools
US5725059A (en) * 1995-12-29 1998-03-10 Vector Magnetics, Inc. Method and apparatus for producing parallel boreholes
US5886526A (en) 1996-06-19 1999-03-23 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining properties of anisotropic earth formations
DE69715411T2 (de) 1996-07-01 2003-06-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V., Den Haag Elektrische bohrlochmessung einer erdschichtformation
RU2107313C1 (ru) 1996-07-12 1998-03-20 Дворецкий Петр Иванович Способ геофизических исследований скважин сложной конфигурации, основанный на применении направленных широкополосных электромагнитных импульсов, возбуждаемых щелевой цилиндрической антенной решеткой
US5781436A (en) 1996-07-26 1998-07-14 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging
US6218841B1 (en) * 1996-10-30 2001-04-17 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining dip angle, and horizontal and vertical conductivities using multi frequency measurments and a model
US5892460A (en) * 1997-03-06 1999-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling tool with azimuthal sensistivity
US5923170A (en) 1997-04-04 1999-07-13 Vector Magnetics, Inc. Method for near field electromagnetic proximity determination for guidance of a borehole drill
US6057784A (en) 1997-09-02 2000-05-02 Schlumberger Technology Corporatioin Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling
US6188222B1 (en) 1997-09-19 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation
US6064210A (en) 1997-11-14 2000-05-16 Cedar Bluff Group Corporation Retrievable resistivity logging system for use in measurement while drilling
US6047240A (en) 1998-01-16 2000-04-04 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of invaded formations at high apparent dip angle
US6158532A (en) * 1998-03-16 2000-12-12 Ryan Energy Technologies, Inc. Subassembly electrical isolation connector for drill rod
US6044325A (en) * 1998-03-17 2000-03-28 Western Atlas International, Inc. Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument
US6373254B1 (en) * 1998-06-05 2002-04-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for controlling the effect of contact impedance on a galvanic tool in a logging-while-drilling application
US6191586B1 (en) * 1998-06-10 2001-02-20 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for azimuthal electromagnetic well logging using shielded antennas
NO310383B1 (no) 1998-06-18 2001-06-25 Norske Stats Oljeselskap Anordning og fremgangsmåte for detektering av elektriske egenskaper i en petroleumsbrönn ved hjelp av lededeelektromagnetiske bölger
US6476609B1 (en) * 1999-01-28 2002-11-05 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone
US7659722B2 (en) 1999-01-28 2010-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection
US6163155A (en) * 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US6181138B1 (en) * 1999-02-22 2001-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
US6453240B1 (en) * 1999-04-12 2002-09-17 Joakim O. Blanch Processing for sonic waveforms
US6218842B1 (en) * 1999-08-04 2001-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement
US6304086B1 (en) 1999-09-07 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of formations with high dip angles or high-contrast thin layers
US6351127B1 (en) * 1999-12-01 2002-02-26 Schlumberger Technology Corporation Shielding method and apparatus for selective attenuation of an electromagnetic energy field component
US6297639B1 (en) 1999-12-01 2001-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for directional well logging with a shield having sloped slots
US6566881B2 (en) * 1999-12-01 2003-05-20 Schlumberger Technology Corporation Shielding method and apparatus using transverse slots
US6353321B1 (en) * 2000-01-27 2002-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Uncompensated electromagnetic wave resistivity tool for bed boundary detection and invasion profiling
US6359438B1 (en) 2000-01-28 2002-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-depth focused resistivity imaging tool for logging while drilling applications
US6614229B1 (en) * 2000-03-27 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation System and method for monitoring a reservoir and placing a borehole using a modified tubular
US6788065B1 (en) 2000-10-12 2004-09-07 Schlumberger Technology Corporation Slotted tubulars for subsurface monitoring in directed orientations
US7357197B2 (en) 2000-11-07 2008-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for monitoring the condition of a downhole drill bit, and communicating the condition to the surface
US6648082B2 (en) 2000-11-07 2003-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Differential sensor measurement method and apparatus to detect a drill bit failure and signal surface operator
US6538447B2 (en) * 2000-12-13 2003-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compensated multi-mode elctromagnetic wave resistivity tool
US6693430B2 (en) 2000-12-15 2004-02-17 Schlumberger Technology Corporation Passive, active and semi-active cancellation of borehole effects for well logging
US6573722B2 (en) 2000-12-15 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for cancellation of borehole effects due to a tilted or transverse magnetic dipole
US6541979B2 (en) 2000-12-19 2003-04-01 Schlumberger Technology Corporation Multi-coil electromagnetic focusing methods and apparatus to reduce borehole eccentricity effects
US6466020B2 (en) 2001-03-19 2002-10-15 Vector Magnetics, Llc Electromagnetic borehole surveying method
US6778127B2 (en) 2001-03-28 2004-08-17 Larry G. Stolarczyk Drillstring radar
US6850068B2 (en) 2001-04-18 2005-02-01 Baker Hughes Incorporated Formation resistivity measurement sensor contained onboard a drill bit (resistivity in bit)
US8296113B2 (en) * 2001-05-18 2012-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual steering of induction tool attenuation and phase difference measurements
US7227363B2 (en) * 2001-06-03 2007-06-05 Gianzero Stanley C Determining formation anisotropy based in part on lateral current flow measurements
US6958610B2 (en) 2001-06-03 2005-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus measuring electrical anisotropy in formations surrounding a wellbore
US6584408B2 (en) * 2001-06-26 2003-06-24 Schlumberger Technology Corporation Subsurface formation parameters from tri-axial measurements
CA2455388A1 (en) * 2001-08-03 2003-03-27 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for a multi-component induction instrument measuring system
US6727706B2 (en) 2001-08-09 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Virtual steering of induction tool for determination of formation dip angle
US6678046B2 (en) 2001-08-28 2004-01-13 Therma-Wave, Inc. Detector configurations for optical metrology
US6698536B2 (en) 2001-10-01 2004-03-02 Smith International, Inc. Roller cone drill bit having lubrication contamination detector and lubrication positive pressure maintenance system
US6736222B2 (en) * 2001-11-05 2004-05-18 Vector Magnetics, Llc Relative drill bit direction measurement
US6927741B2 (en) 2001-11-15 2005-08-09 Merlin Technology, Inc. Locating technique and apparatus using an approximated dipole signal
US6909667B2 (en) 2002-02-13 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Dual channel downhole telemetry
US7463035B2 (en) * 2002-03-04 2008-12-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for the use of multicomponent induction tool for geosteering and formation resistivity data interpretation in horizontal wells
US7375530B2 (en) * 2002-03-04 2008-05-20 Baker Hughes Incorporated Method for signal enhancement in azimuthal propagation resistivity while drilling
US6819110B2 (en) 2002-03-26 2004-11-16 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic resistivity logging instrument with transverse magnetic dipole component antennas providing axially extended response
US6998844B2 (en) 2002-04-19 2006-02-14 Schlumberger Technology Corporation Propagation based electromagnetic measurement of anisotropy using transverse or tilted magnetic dipoles
US6794875B2 (en) 2002-05-20 2004-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Induction well logging apparatus and method
US6814162B2 (en) 2002-08-09 2004-11-09 Smith International, Inc. One cone bit with interchangeable cutting structures, a box-end connection, and integral sensory devices
US6885943B2 (en) * 2002-09-20 2005-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Simultaneous resolution enhancement and dip correction of resistivity logs through nonlinear iterative deconvolution
US7098858B2 (en) 2002-09-25 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Ruggedized multi-layer printed circuit board based downhole antenna
US6810331B2 (en) 2002-09-25 2004-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Fixed-depth of investigation log for multi-spacing multi-frequency LWD resistivity tools
US7345487B2 (en) * 2002-09-25 2008-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system of controlling drilling direction using directionally sensitive resistivity readings
US7436183B2 (en) 2002-09-30 2008-10-14 Schlumberger Technology Corporation Replaceable antennas for wellbore apparatus
US6788263B2 (en) * 2002-09-30 2004-09-07 Schlumberger Technology Corporation Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus
US6777940B2 (en) * 2002-11-08 2004-08-17 Ultima Labs, Inc. Apparatus and method for resistivity well logging
US20040183538A1 (en) 2003-03-19 2004-09-23 Tilman Hanstein Structure for electromagnetic induction well logging apparatus
US7382135B2 (en) * 2003-05-22 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method
US6957708B2 (en) * 2003-07-08 2005-10-25 Baker Hughes Incorporated Electrical imaging in conductive and non-conductive mud
US7038455B2 (en) * 2003-08-05 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool
US7202670B2 (en) * 2003-08-08 2007-04-10 Schlumberger Technology Corporation Method for characterizing a subsurface formation with a logging instrument disposed in a borehole penetrating the formation
US6944546B2 (en) 2003-10-01 2005-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space
US7091877B2 (en) 2003-10-27 2006-08-15 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for determining isotropic and anisotropic formation resistivity in the presence of invasion
US7557581B2 (en) 2003-11-05 2009-07-07 Shell Oil Company Method for imaging subterranean formations
CN101095239B (zh) 2003-11-18 2010-08-25 哈利伯顿能源服务公司 高温电子装置
US7098664B2 (en) 2003-12-22 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-mode oil base mud imager
US7046010B2 (en) * 2003-12-22 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-mode microresistivity tool in boreholes drilled with conductive mud
US7207215B2 (en) 2003-12-22 2007-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit
WO2005103434A1 (en) 2004-03-24 2005-11-03 Vector Magnetics Llc Elongated coil assembly for electromagnetic borehole surveying
GB2412388B (en) 2004-03-27 2006-09-27 Schlumberger Holdings Bottom hole assembly
US7525315B2 (en) 2004-04-01 2009-04-28 Schlumberger Technology Corporation Resistivity logging tool and method for building the resistivity logging tool
US7848887B2 (en) * 2004-04-21 2010-12-07 Schlumberger Technology Corporation Making directional measurements using a rotating and non-rotating drilling apparatus
US7739049B2 (en) 2004-05-05 2010-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for multi-mode signal processing
US7180825B2 (en) 2004-06-29 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole telemetry system for wired tubing
US8736270B2 (en) 2004-07-14 2014-05-27 Schlumberger Technology Corporation Look ahead logging system
US7755361B2 (en) * 2004-07-14 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
US7786733B2 (en) 2004-07-14 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and system for well placement and reservoir characterization
RU2389043C2 (ru) * 2004-07-14 2010-05-10 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Устройство для измерения удельного сопротивления пласта, способ для измерения удельного сопротивления пласта и способ для направленного бурения с помощью указанного устройства и способа
US7200492B2 (en) * 2004-07-15 2007-04-03 Baker Hughes Incorporated Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest
US20060102353A1 (en) * 2004-11-12 2006-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal component temperature management system and method
US7350568B2 (en) * 2005-02-09 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Logging a well
US7436184B2 (en) 2005-03-15 2008-10-14 Pathfinder Energy Services, Inc. Well logging apparatus for obtaining azimuthally sensitive formation resistivity measurements
US7394257B2 (en) * 2005-03-30 2008-07-01 Schlumberger Technology Corporation Modular downhole tool system
US7536261B2 (en) 2005-04-22 2009-05-19 Schlumberger Technology Corporation Anti-symmetrized electromagnetic measurements
US7296462B2 (en) 2005-05-03 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-purpose downhole tool
WO2006124520A2 (en) 2005-05-13 2006-11-23 The Charles Machine Works, Inc. Dipole locator using multiple measurement points
US7849934B2 (en) 2005-06-07 2010-12-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting drill bit performance data
US7604072B2 (en) 2005-06-07 2009-10-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting drill bit performance data
US20070075455A1 (en) 2005-10-04 2007-04-05 Siemens Power Generation, Inc. Method of sealing a free edge of a composite material
US8931579B2 (en) * 2005-10-11 2015-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Borehole generator
EP1938235A4 (en) 2005-12-13 2012-11-07 Halliburton Energy Serv Inc MULTI-FREQUENCY-BASED LEAKAGE CURRENT CORRECTION FOR IMAGING IN OIL-BASED SLAMBING
US7775276B2 (en) 2006-03-03 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for downhole sampling
US7839148B2 (en) 2006-04-03 2010-11-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for calibrating downhole tools for drift
US7568532B2 (en) 2006-06-05 2009-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetically determining the relative location of a drill bit using a solenoid source installed on a steel casing
EP1977272B1 (en) 2006-06-19 2016-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna cutout in a downhole tubular
US7958913B2 (en) 2006-06-19 2011-06-14 Saudi Arabian Oil Company Sulfur loading apparatus
US7510030B2 (en) 2006-06-30 2009-03-31 Vector Magnetics Llc Elongated cross coil assembly for use in borehole location determination
RU2394270C1 (ru) 2006-07-11 2010-07-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Модульный приборный узел для геоуправления
AU2007273026B2 (en) 2006-07-12 2010-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for building a tilted antenna
WO2008021868A2 (en) 2006-08-08 2008-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivty logging with reduced dip artifacts
US7656160B2 (en) 2006-12-14 2010-02-02 Schlumberger Technology Corporation Determining properties of earth formations using the electromagnetic coupling tensor
CN101460698B (zh) 2006-12-15 2013-01-02 哈里伯顿能源服务公司 具有旋转天线结构的天线耦合元件测量工具
US8016053B2 (en) * 2007-01-19 2011-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Drill bit configurations for parked-bit or through-the-bit-logging
GB2459046B (en) 2007-01-29 2011-08-03 Halliburton Energy Serv Inc Resistivity logging tool with ferrite half-torus antenna
GB2459067B (en) 2007-03-16 2011-11-30 Halliburton Energy Serv Inc Robust inversion systems and methods for azimuthally sensitive resistivity logging tools
US8049508B2 (en) 2007-03-16 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining formation boundary near the bit for conductive mud
US7657377B2 (en) 2007-05-31 2010-02-02 Cbg Corporation Azimuthal measurement-while-drilling (MWD) tool
US20090045973A1 (en) * 2007-08-16 2009-02-19 Rodney Paul F Communications of downhole tools from different service providers
BRPI0815932A2 (pt) 2007-08-27 2018-01-09 Prad Research And Development Limited sistema para uso em um poço, método para determinar a presença e posição de um ou mais contrastes de resistividade em uma formação à frente de um sistema de perfuração de poço, método para determinar uma propriedade de uma formação a diante de um sistema de perfuração de poço.
WO2009073008A1 (en) 2007-12-06 2009-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic steering for borehole placement
GB2484432B (en) 2008-01-18 2012-08-29 Halliburton Energy Serv Inc EM-guided drilling relative to an existing borehole
BRPI0909445B1 (pt) 2008-04-03 2019-09-17 Halliburton Energy Services, Inc. Método para obtenção de anisotropia acústica e formação de imagem por meio de amostragem azimutal de alta resolução
US8347985B2 (en) 2008-04-25 2013-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Mulitmodal geosteering systems and methods
MY160258A (en) 2008-11-24 2017-02-28 Halliburton Energy Services Inc A high frequency dielectric measurement tool
AU2008365630B2 (en) 2008-12-16 2012-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Azimuthal at-bit resistivity and geosteering methods and systems
US8433518B2 (en) * 2009-10-05 2013-04-30 Schlumberger Technology Corporation Multilevel workflow method to extract resistivity anisotropy data from 3D induction measurements
US8638104B2 (en) 2010-06-17 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Method for determining spatial distribution of fluid injected into subsurface rock formations

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU213860U1 (ru) * 2020-04-03 2022-10-05 Елена Алексеевна Тареева Устройство контроля углов дна скважины для горизонтально-направленного бурения

Also Published As

Publication number Publication date
US20090302851A1 (en) 2009-12-10
MX2009000112A (es) 2009-01-26
EP2038513B1 (en) 2014-05-14
CA2655200A1 (en) 2008-01-17
EP2038513A4 (en) 2011-06-29
JP5060555B2 (ja) 2012-10-31
JP2009544006A (ja) 2009-12-10
CA2655200C (en) 2013-12-03
CN101501297B (zh) 2013-10-16
US20120249149A1 (en) 2012-10-04
NO339293B1 (no) 2016-11-21
KR20090055553A (ko) 2009-06-02
EP2038513A2 (en) 2009-03-25
WO2008008386A3 (en) 2008-05-02
US8222902B2 (en) 2012-07-17
WO2008008386A2 (en) 2008-01-17
CN101501297A (zh) 2009-08-05
US10119388B2 (en) 2018-11-06
WO2008008386A9 (en) 2008-03-20
NO20085345L (no) 2009-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2394270C1 (ru) Модульный приборный узел для геоуправления
CN205100962U (zh) 近钻头随钻地质导向测井仪
EP2248994B1 (en) Logging tool having shielded triaxial antennas
RU2459221C2 (ru) Приборы каротажа сопротивлений с совмещенными антеннами
US10309215B2 (en) Casing segment having at least one transmission crossover arrangement
US8536871B2 (en) Method of correcting resistivity measurements for toll bending effects
EP3159717A1 (en) Method and apparatus for building a tilted antenna
US10132954B2 (en) Downhole tool with radial array of conformable sensors for downhole detection and imaging
US20160258283A1 (en) Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement
EP1163539A1 (en) Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
AU2014415575B2 (en) Roller cone resistivity sensor
US20110315378A1 (en) Insulating or modified conductivity casing in casing string
WO2015050778A1 (en) Downhole inspection with ultrasonic sensor and conformable sensor responses
WO2015050866A1 (en) Pipe and borehole imaging tool with multi-component conformable sensors
WO2020013812A1 (en) Relative azimuth correction for resistivity inversion
US11035976B2 (en) Decoupling tensor components without matrix inversion
NO20170895A1 (en) Modifying magnetic tilt angle using a magnetically anisotropic material
NO20170571A1 (en) Resistivity logging tools with tilted ferrite elements for azimuthal sensitivity
US20240219600A1 (en) Fracture Determination Ahead Of The Tool

Legal Events

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

Effective date: 20200712