NO20171153A1 - Multiple distribuerte sensorer langs borestreng - Google Patents

Description

Multiple distribuerte sensorer langs en borestreng

Kryssreferanse til beslektet søknad

Denne søknaden krever prioritet fra felles eide US midlertidig patentsøknad serienummer 60/550,033, innlevert 4. mars, 2004, med tittel "Multiple distribuerte sensorer langs et borerør" av Daniel Gleitman.

Bakgrunn

Etter hvert som boring av oljebrønner blir mer og mer kompleks, øker betydningen av å samle inn nedhullsdata mens det bores.

Kort beskrivelse av tegningene

Figur 1 viser et system for samtids behandling av nedhullsdata ved overflaten. Figur 2 illustrerer en del av et borerør med en dertil festet sensor og et kommunikasjonsmedium. Figur 3 viser en del av et drillrør med en sensormodul og en sensormodulholder. Figur 4 er et gjennomskåret diagram av hann-enden av en borerørskjøt med sensorer festet til skjøten.

Figur 5 er et gjennomskåret diagram av en sub med en sensormodul.

Figur 6 er et gjennomskåret diagram av en drillrørskjøt med en sensormodul i boksdelen. Figur 7 er et gjennomskåret diagram av en sub med en sensormodul i boksdelen.

Figur 8 illustrerer drillrørskjøtene og en pakning.

Figur 9 viser et blokkdiagram for en sensormodul.

Figur 10 viser et blokkdiagram av en drillrørkobler.

Figurene 11 og 12 illustrerer sammenkoblinger for sensorkoblere og drillrørkoblere.

Figurene 13-17 er blokkdiagram mer for en borehullsanalysemetode.

Detaljert beskrivelse

Som vist i figur 1 kan oljebrønnboringsutstyr 100 (forenklet for å gjøre forståelsen enklere)kan omfatte et boretårn 105, boretårngulv 110, heisespill 115 (skjematisk representert av borevaieren og løpeblokken), krok 120, svivel 125, drivrørskjøt 130, rotasjonsbor 135, borerør 140, et eller flere vektrør 145, et eller flere MWD/LWDverktøy 150, en eller flere sub 155, og borekrone 160.Borevæske injiseres av en slampumpe 190 inn i svivelen 125 av en borevæske forsyningslinje 195, som kan omfatte et standrør 196 og drivrørslange 197. Borevæsken føres gjennom drivrørskjøten 130, borerøret 140, vektrørene 145, og subene 155, og ut gjennom dyser i borekronen 160. Borevæsken flyter så opp ringrommet mellom borerøret 140 og veggen til borehullet 165. En eller flere deler av borehullet 165 kan omfatte åpent hull og en eller flere deler av borehullet 165 kan være foret. Borerøret 140 kan utgjøres av et flertall borerørdeler. Borerøret 140 kan være av en enkelt nominell diameter og vekt (det vil si pund per fot) eller det kan omfatte intervaller av deler av to eller flere forskjellige nominelle diametre og vekter. For eksempel kan et intervall av tungvektsrørskjøter brukes over et intervall av lettere borerørskjøter for horisontal boring eller andre anvendelser. Borerøret 140 kan eventuelt omfatte en eller flere suber 155 distribuert blant borerørskjøtene. Dersom en eller flere suber 155 er inkludert, kan en eller flere av subene 155 omfatte detekterende utstyr (for eksempel sensorer), kommunikasjonsutstyr, databehandlingsutstyr, eller annet utstyr. Borerørskjøtene kan ha en hvilken som helst egnet dimensjon (for eksempel 30 fots lengder). En returlinje 170 for borevæske returnerer borevæske fra borehullet 165 og sirkulerer det til en borevæsketank (ikke vist) og borevæsken vil så tilslutt resirkuleres via slampumpen 190 tilbake til borevæskeforsyningslinjen 195. Kombinasjonen av vektrøret 145, MWD/LWD-verktøyene 150, og borekronen 160 er kjent som en nedhullssammensetning (eller "BHA"). Kombinasjonen av BHA, borerør 140, og eventuelle inkluderte suber 155, er kjent som borestrengen. Ved rotasjonsboring kan rotasjonsboret 135 rotere borestrengen, eller alternativt kan borestrengen roteres via en øvre drivsammensetning.

Betegnelsene "koble" eller "kobler", som brukt her, er ment å bety enten en indirekte eller en direkte sammenkobling. På denne måten kan, dersom en første enhet kobles til en andre enhet, koblingen være gjennom en direkte sammenkobling, eller gjennom en indirekte elektrisk forbindelse via andre enheter og forbindelser. Betegnelsen "oppstrøms" som brukt her mener langs en flytvei mot kilden for flyten, og betegnelsen "nedstrøms" som brukt her betyr langs en flytvei vekk fra kilden for flyten. Betegnelsen "opphulls" som brukt her betyr langs borestrengen eller hullet fra den fjerne enden mot overflaten, og "nedhulls" som brukt her betyr langs borestrengen eller hullet fra overflaten mot den fjerne enden.

Det vil forstås at betegnelsen "oljebrønnboringsutstyr" eller

"oljebrønnboringssystem" ikke er ment å begrense bruken av utstyret og prosessene beskrevet med disse betegnelsene til boring av en oljebrønn. Betegnelsene omfatter også boring av naturgassbrønner eller hydrokarbonbrønner generelt. Videre kan slike brønner brukes for produksjon, overvåkning, eller injeksjon i relasjon til utvinning av hydrokarboner eller andre materialer fra under overflaten.

En eller flere nedhullssensormoduler 175 er distribuert langs borestrengen, idet fordelingen avhenger av typen sensor og behovene til systemet. En eller flere av nedhullssensormodulene kan være lokalisert på eller innenfor en eller flere deler av borerøret. Andre nedhullssensormoduler 175 kan være lokalisert på eller innenfor suber 155, som kan være lokalisert mellom borerørseksjoner. Andre nedhulls sensormoduler 175 kan være lokalisert på eller innenfor vektrøret 145 eller MDW/LWDverktøyene 150. Ytterligere nedhulls sensormoduler 180 kan være lokalisert på eller innenfor borekronen 180. Nedhullssensorene inkorporert i nedhulls sensormodulene, som diskutert under, kan omfatte trykksensorer, strekksensorer, akselerasjonssensorer, temperatursensorer, akustiske sensorer, gravitasjonsfeltsensorer, gyroskoper, resistivitetssensorer, vektsensorer, momentsensorer, bøyemomentsensorer, vibrasjonssensorer, rotasjonssensorer, sensorer for grad av gjennomtrenging, magnetfeltsensorer, kalipere, elektroder, gammastråledetektorer, tetthetssensorer, nøytronsensorer, dippmetere, avbildningssensorer,og andre sensorer som er nyttige ved brønnlogging og brønnboring.

Andre sensormoduler 175 kan være lokalisert ved eller nær overflaten for å måle, for eksempel, trykket i en eller flere borevæskeforsyningslinjer (for eksempel standrør) eller returlinje. I mange tilfeller kan en sensormodul 175 lokalisert på eller langs standrøret 196 (eller andre steder langs borevæskeforsyningslinjen) brukes for å fremskaffe målinger av det innvendige trykket i borestrengen ved eller nær toppen av borestrengen eller borehullet 165. Ved noen eksempler på implementasjoner, kan det indre trykket i borestrengen bestemmes ved en utledning basert på trykkmålinger, for eksempel ved bruk av trykkmålinger tatt fra borevæskeforsyningslinjen. I noen eksempelutførelser, kan en sensormodul 175 plassert på eller langs en returlinje brukes for å fremskaffe målinger av trykket utenfor borestrengen eller i ringrommet ved eller nær toppen av borestrengen eller borehullet 165. I noen systemeksempler, kan trykket utenfor borestrengen eller i ringrommet ved eller nær toppen av borestrengen eller borehullet 165, bestemmes ved utletning, for eksempel ved bruk av trykkmålinger gjort på en returlinje. I noen systemeksempler, kan trykket utenfor borestrengen ved toppen av borestrengen eller borehullet 165 bestemmes ved utledning basert på atmosfæretrykk. Ytterligere sensormoduler 175 kan være festet til en eller flere posisjoner langs borehullet 165. Andre sensormoduler 175 kan sirkulere i borevæsken.

Generelt kan sensormodulene 175 omfatte en eller flere sensorenheter for å måle en eller flere fysiske egenskaper. Sensorenhetene kan omfatte strekkmålingsenheter, halvlederenheter, fotonenheter, kvartskrystallenheter, fiberoptiske enheter, eller andre enheter for å omforme en fysisk egenskap til et elektrisk eller et optisk signal. Ved noen utførelser, kan verdiene for de fysiske egenskapene finnes direkte fra utgangssignalet fra de en eller flere sensorenhetene i sensormodulene 175. Ved andre utførelser kan verdimålinger for egenskapene oppnås basert på utgangssignalet fra de en eller flere sensorenhetene sammen med andre data. For eksempel kan den målte egenskapsverdien bestemmes basert på materialegenskaper eller dimensjoner, ytterligere sensormålinger, analyse, eller kalibrering.

En eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter innenfor en sensormodul 175 kan måle en eller flere komponenter av en fysisk egenskap. I tilfelle av sensormoduler 175 som skal måle ett eller flere trykk, kan komponentene av den fysiske egenskapen (det vil si trykket) omfatte et eller flere statiske eller stagnasjonstrykk. For eksempel kan en eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i sensormodulene 175 være orientert perpendikulært til strømningslinjene for flyten til borevæsken. En eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en eller flere sensormoduler 175 kan måle stagnasjonstrykk ved at sensormodulene 175 eller sensorenhetene orienteres slik at de vender mot, eller delvis vender inn mot, borevæskeflyten. Ved noen implementasjoner kan en eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 bruke en tilnærming med et utstrakt pitotrør eller en grunn opprampingsport for å orientere sensormodulene 175 eller sensorenhetene i sensormodulen 175 slik at de vender mot, eller delvis vender mot, borevæskeflyten. Målenøyaktigheten for stagnasjonstrykket kan variere avhengig av graden av påvirkning fra grenselaget.

I tilfelle av sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 som måler en eller flere krefter, kan komponentene av den fysiske egenskapen (det vil si kraft) omfatte aksial strekk eller kompresjon, eller moment, langs borerøret. En eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 kan brukes for å måle en eller flere komponenter som kan benyttes for å bestemme kraftkomponenter som reaksjon fra eller opptatt av borehullet 165, slik som borehullsdrag eller borehullsmoment, langs borerøret. En eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 kan brukes for å måle en eller flere andre kraftkomponenter slik som trykkinduserte krefter, bøyekrefter, eller andre krefter. En eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 kan brukes til å måle kombinasjoner av krefter eller kraftkomponenter. Ved noen utførelser, kan borestrengen inkorporere en eller flere sensorer for å måle parametere andre enn kraft, slik som temperatur, trykk eller akselerasjon.

I tilfelle av sensormoduler 175 eller sensorenheter i en sensormodul 175 for måling av akselerasjon, kan en eller flere av sensormodulene 175 eller sensorenhetene måle akselerasjonen til borerøret 140 i en eller flere retninger. For eksempel kan en eller flere sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 måle akselerasjonen til borerøret forårsaket av rotasjon av borerøret 140. Andre sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175, kan måle akselerasjon for borerøret i en eller flere retninger langs borehullet 165.

Ved en eksempelutførelse er en eller flere sensormoduler 175 plassert på eller innenfor borerøret 140. Andre sensormoduler 175 kan være på eller i en eller flere vektrør 145 eller det ene eller flere MWD/LWD/-verktøyene 150. Ytterligere sensormoduler 175 kan være bygd inn i, eller på annen måte koblet til borekronen 160. Ytterligere sensormoduler 175 kan være anordnet på eller i en eller flere suber 155. En eller flere sensormoduler 175 kan fremskaffe en eller flere kraft eller momentkomponenter som borestrengen utsettes for ved overflaten. Ved en eksempelutførelse kan en eller flere sensormoduler 175 være inkorporert i heisespillet 115, kroken 120, svivelen 125, eller på annen måte være benyttet ved overflaten for å måle den ene eller flere momentkomponenter som borestrengen utsettes for ved overflaten.

Den ene eller flere sensormodulene 175 kan være koblet til deler av borestrengen adhesjon eller bonding. Denne adhesjonen eller bondingen kan oppnås ved bruk av bondingsmidler slik som epoksy eller fasters. Den ene eller de flere sensormodulene 175 kan utsettes for en kraft, strekk, eller belastningsfelt relatert til kraften, strekket, eller belastningsfeltet som den borestrengskomponenten som er sammenkoblet med sensormodulen 175 utsettes for rett i nærheten. Andre sensormoduler 175 kan være koblet til deler av borestrengen ved gjengeskjæring eller ved bruk av fasters.

Andre sensormoduler 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 kan være koblet slik at den ikke utsettes for alt av, eller en del av, den fysiske egenskapen (for eksempel akselerasjonen, trykket, kraften, strekket, eller belastningsfeltet) som oppleves av borestrengkomponenten koblet nær sensormodulen 175. Sensormoduler 175 eller sensorenhetene i en sensormodul 175 koblet på denne måten kan isteden utsettes for andre omkringliggende forhold, slik som temperatur. Disse sensormodulene 175 eller sensorenhetene i en sensormodul 175 kan brukes for signalkondisjonering, -kompensering, eller-kalibrering.

Sensormodulene 175 kan være koblet til en eller flere av: indre overflater på borestrengkomponenter (for eksempel indre diameter), ytre overflater på borestrengkomponenter (for eksempel ytre diameter, fordypninger mellom en indre og en ytre overflate) av borestrengkomponenter. Sensormoduler 175 kan være koblet til en eller flere flater eller andre strukturer som er ortogonale til aksen for diameteren til borestrengkomponenter. Sensormodulene 175 kan være koblet til borestrengkomponenter i en eller flere retninger eller orienteringer relativt til retningene eller orienteringene for gitte kraftkomponenter eller kombinasjoner av fysiske egenskapskomponenter som skal måles.

Ved enkelte utførelser kan sensormodulene 175 eller en eller flere sensorenheter i en sensormodul 175 være koblet i sett til borestrengkomponentene. Ved andre implementasjoner kan sensormodulene 175 utgjøre sett av sensorenheter. Når sett av sensormoduler 175 eller sett av sensorenheter benyttes, kan elementene i settene være koblet på samme eller på forskjellige måter. For eksempel kan elementene i et sett av sensormoduler 175 eller sensorenheter ha forskjellige retninger eller orienteringer relativt til hverandre. For eksempel, i tilfelle av sensormoduler 175 for måling av en eller flere krefter ved bruk av sett av sensormoduler 175 eller et sett av sensorenheter, kan ett eller flere elementer av settet være bondet slik at det utsettes for et strekkfelt som er av interesse og et eller flere elementer i settet (det vil si "dummies") kan være bondet slik at de ikke utsettes for det samme strekkfeltet. Dummiene kan imidlertid fortsatt utsettes for en eller flere omkringliggende forhold. Elementer i et sett av sensormoduler 175 eller sensorenheter kan være symmetrisk koblet til en borestrengskomponent. For eksempel kan tre, fire, eller flere elementer i et sett av sensorenheter eller et sett av sensormoduler 175 være plassert langs omkretsen av en borestrengkomponent med i hovedsak samme avstand. Sett av sensormoduler 175 eller sensorenheter kan brukes til å: måle et flertall kraftkomponenter (for eksempel i flere retninger), separere multiple kraftkomponenter, fjerne en eller flere kraftkomponenter fra en måling, eller kompensere for faktorer slik som trykk eller temperatur. Enkelte eksempler på trykkmoduler 175 kan omfatte sensorenheter som primært er unidireksjonelle. Sensormoduler 175 kan utnytte kommersielt tilgjengelige sensorenhetssett, slik som broer og rosetter.

Ved enkelte implementasjoner, kan en eller flere sensormoduler 175 være koblet til borestrengskomponenter som brukes for boring og som deretter etterlates i borehullet 165. Disse borestrengskomponentene kan benyttes ved foring-under-boring operasjoner (det vil si boring med foring). Borestrengkomponenten kan inkluderes i en ferdig brønn.

Generelt konverterer sensormodulene 175 fysiske egenskaper til ett eller flere signaler. Det ene eller flere signaler fra sensormodulene 175 kan være analogt eller digitalt. Ved enkelte implementasjoner kan en eller flere sensormoduler 175 orienteres for å måle en eller flere av strekk eller kompresjon langs borestrengen (det vil si med hensyn på opphulls/nedhullsaksen). Som brukt her betyr "strekkraft" en eller flere strekkende eller komprimerende krefter langs borestrengen. Ved disse implementasjonene, kan sensormodulene 175 være koblet med gitte borestrengskomponenter og kan omfatte sensorenheter som responderer på strekk (foreksempel strekkmålere). Utgangssignalet fra sensormodulen 175 kan være basert på elastisitetsmodulus for materiale i borestrengskomponenten koblet med kraftsensoren. Denne elastisitetsmodulus kan brukes ved bestemmelse av kraften. Ved noen implementasjoner kan andre pådrag (for eksempel strekkbare områder) for å bestemme strekk eller kompresjonskrefter i en eller flere borestrengskomponenter fra belastningene. Tilsvarende kan en eller flere sensormoduler 175 være orientert slik at de måler dreiemomentet på borestrengen (det vil si om

opphulls/nedhullsaksen). For eksempel kan sensormodulene 175 være koblet til diameteroverflater (for eksempel indre eller ytre diametre) for

borestrengskomponenter og kan utnytte utgangssignaler fra sensorenheter (for eksempel en eller flere strekkmålere) og kan ta hensyn til skjærmodul for elastisiteten til materiale i borestrengkomponenten. Momentene kan bestemmes basert på belastningene fra strekk og annen input (for eksempel polarmoment for tregheten til tverrsnittsarealet).

En del av et borerør 140 er skjematisk illustrert i figur 2. Den illustrerte delen av borerøret inkluderer grenseflatene 210 mellom skjøtene som utgjør borerøret 140. Grenseflatene 210 kan omfatte gjengede mekaniske forbindelser som kan ha forskjellige indre og ytre diametre sammenlignet med balansen til borerøret. En eller flere av grenseflatene 210 kan omfatte kommunikasjonsgrensesnitt. Signaler fra sensormodulene 175 kobles til kommunikasjonsmediumet 205, som kan være anordnet i borerøret 140 eller utenfor borerøret 140. Borerøret, slik som borerør 140, med et kommunikasjonsmedium 205, kan kollektivt refereres til som kablede borerør.

I et systemeksempel, kan kommunikasjonsmediet 205 være plassert inne i et indre ringrom i borerøret 140. Kommunikasjonsmediet 205 kan omfatte en eller flere konsentriske lag av en leder og en isolator anordnet inne i borestrengen. I andre systemeksempler, kan borerøret 140 ha en dypboret kanal gjennom i det minste deler av sin lengde. I et slikt borerør 140, kan kommunikasjonsmediet 205 være plassert i den dypborede kanalen. I et annet systemeksempel kan kommunikasjonsmediet 205 være fullstendig eller delvis plassert innenfor en beskyttende innkapsling, slik som et kapillarrør som går gjennom i det minste en del av lengden til borerøret 140. Den beskyttende innkapslingen kan være festet til eller forspent til borerørets indre diameter eller stabilisert innenfor borerørets indre diameter.

Kommunikasjonsmediet 205 kan være en leder, en kabel, en væske, en fiber, eller et annet medium. Ved enkelte utførelser, kan kommunikasjonsmediet tillatte høye dataoverføringshastigheter. Kommunikasjonsmediet 205 kan omfatte en eller flere kommunikasjonsveier. For eksempel kan en kommunikasjonsvei være koblet til en eller flere sensormoduler 175, mens en annen kommunikasjonsvei er koblet til en annen eller andre sensorer 175. Kommunikasjonsmediet 205 kan strekke seg fra borerøret 140 til subene 155, vektrøret 145, MWD/LWD-verktøyene 150, og borekronen 160. Kommunikasjonsmediet 205 kan omfatte fysiske sammenkoblinger eller sammenpassede ledere for å komplettere en overføring i

kommunikasjonsmediet 205 over borerørskjøter og andre sammenkoblinger.

Kommunikasjonsmediet 205 kan gå over fra en type til en annen langs borestrengen. For eksempel kan en eller flere av kommunikasjonsmediet 205 omfatte et LWD-system kommunikasjonsbuss. En eller flere deler av kommunikasjons mediet 205 kan omfatte en "short-hop" elektromagnetisk link eller en akustisk telemetrilink. "Short-hop" elektromagnetiske linker eller akustisk telemetrilink kan brukes som grensesnitt mellom borerørskjøter og over borestrengkomponenter som er vanskelige å kable, slik som slam motorer. Ved enkelt utførelser kan kommunikasjonsmediet omfatte long-hop telemetri (det vil si fra en nedhulls sender til en overflatemottaker). For eksempel kan long-hop telemetrien være slampuls telemetri, elektromagnetisk telemetri gjennom jorden, eller akustisk telemetri gjennom borestrengen. Long-hop telemetrien kan utnytte en eller flere repeatere.

En prosessor 180 kan brukes for å samle og analysere data fra en eller flere sensormoduler 175. Denne prosessoren 180 kan behandle kraftdataene og tilveiebringe et utgangssignal som er en fusjon av de behandlede eller ubehandlede kraftdataene. Dette utgangssignalet kan så brukes ved boreprosessen. Prosessoren kan omfatte en eller flere prosessorenheter som opererer sammen (for eksempel symmetrisk eller i parallell) eller en eller flere prosessorenheter som opererer separat. Prosessorenhetene kan være på samme sted eller ved distribuerte posisjoner. Prosessoren 180 kan alternativt være plassert under overflaten, for eksempel i borestrengen. Prosessoren 180 kan operere ved en hastighet som er tilstrekkelig for å være nyttig i boreprosessen. Prosessoren 180 kan omfatte eller ha grensesnitt mot en terminal 185. Terminalen 185 kan tillate en operatør å samhandle med prosessoren 180.

Kommunikasjonsmediet 205 kan gå over til å koble borestrengen til prosessoren 180. Overgangen kan omfatte en mekanisk kontakt som kan omfatte en elektrisk kobling med roterende børste. Overgangen kan omfatte en kontaktfri link som kan omfatte en induktiv kobling eller en short-hop elektromagnetisk link. Sensormoduler 175 kan kommunisere med prosessoren 180 gjennom kommunikasjonsmediet 205. Kommunikasjon over kommunikasjonsmediet 205 kan være i form av nettverkskommunikasjon ved bruk av for eksempel Ethernet. Hver av sensormodulene 175 kan være adresserbare individuelt eller i en eller flere grupper. Alternativt kan kommunikasjonen være punkt-til-punkt. Uavhengig av hvilken form den tar kan kommunikasjonsmediet 205 skaffe til veie høyhastighetsdata-kommunikasjon mellom sensorene i borehullet 165 og prosessoren 180. Hastigheten og båndbredde karakteristikken til kommunikasjonsmediet 205 kan tillatte prosessoren 180 å utføre innsamling og analyse av data fra sensormodulene 175 raskt nok for bruk i boreprosessen. Denne datainnsamlingen og analysen kan refereres til som sanntidsprosessering. Derfor vil, slik den er brukt her, betegnelsen sanntid bety en hastighet som er anvendelig i boreprosessen.

En del av borestrengkomponenten er illustrert i figur 4. Som eksempel, er borestrengkomponenten illustrert som et skjøteledd av borerør 140. Tilsvarende implementasjon kan anvendes ved en eller flere suber 155, vektrør, MWD/LWD-verktøy 175, eller borekronen 160. Borerørskjøten i eksempelet haren langstrakt hunn-gjenget fortykket seksjon. En sensormodulholder 305 er definert av en fordypning i det ytre av borerørleddets forlengede fortykkede seksjon, under den roterede skulderens sammenkoblingsgjenger. Sensormodulholderen 305 kan være av enhver egnet størrelse eller fasong for å motta og holde i det minste en del av en sensormodul 175. Sensormodulen 175 kan omfatte en elektronikkmodul 310. Sensormodulholderen 305 kan også omfatte gjenger for å holde fast i det minste en del av sensormodulen 175 (for eksempel elektronikkmodulen 310) inne i sensormodulholderen 305. Borerøret 140 kan også omfatte en eller flere borerørkoblere for å koble sensormodulene 175 til koblerne, slik som borerørkobler 315, for å koble signaler mellom deler av borestrengen og mellom sensormodulene og kommunikasjonsmediet 210. Kommunikasjonsmediet 205 kan være anordnet i borerøret 140, og borerørkoblinger slik som borerørkobling 315 kan koble signaler til kommunikasjonsmediet 205 og kan koble kommunikasjonsmediet 205 i borerøret 140 med kommunikasjonsmediet i andre borestrengelementer. Når sensormodulholderen 305 er tom, kan et deksel for sensormodulholderen (ikke vist) brukes for å dekke sensormodulholderen 305. Et eksempel på et deksel for en sensormodulholder kan ha en ytterside som er tilpasset sensormodulholderen 305. Figur 3 viser et eksempel på en elektronikkmodul 310 posisjonert for å kunne settes inn i sensormodulholderen 305. Figur 3 viser et eksempel på en sensormodulholder med elektronikkmodul 310 fjernet for å tydeliggjøre de øvrige detaljene i sensormodulholderen. Eksempler på steder inne i sensormodulholderen er vist på høyre side av figur 3 for kobling av en eller flere sensorenheter 340 som kan være elementer av en sensormodul 175. Sensorenhetene kan for eksempel være strekkmålingsenheter eller sett av strekkmålingsenheter (for eksempel broer eller rosetter). Slike eksempler på steder kan være ved steder langs en vegg av sensormodulholder 305, som kan være en i hovedsak syllinderisk vegg. Eksempler på steder for montering av sensorenheter kan være på bunnflaten (det vil si radielt lengst inn) av sensormodulholderen 305. Andre eksempler på sensorenheter 340 kan være portet til det ytre av elektronikkmodulen 310 for å måle, for eksempel, ytre trykk. Andre sensorenheter 340 kan være festet til en hvilken som helst posisjon hvor den ønskede egenskap kan observeres. For eksempel kan akselerasjonssensorer eller rotasjonshastighetssensorer festes til en posisjon på eller i borestrengen hvor den fysiske egenskapen forekommer. En eller flere sensorenheter kan være konfigurert i en sensormodulholder 305 med hvilke som helst av de sensorenhetsantall, symmetrier, typer, retninger, orienteringer, tilkoblingsmetoder, og andre karakteristikker for sensorenhetene diskutert over. Kabling mellom sensorenhetene 340 og elektronikkmodulene 310 kan rutes gjennom hull eller spor fra en eller flere sensorenheter til elektronikkmodul 310 ved bruk av kontakter eller lodding.

Sensormodulene 175 kan også være plassert i hannendene av borestrengelementer, for eksempel borerørskjøter. Et gjennomskåret diagram av hann-enden 405 av en borerørskjøt er vist i figur 4. Hann-enden 405 av skjøten kan omfatte en sensormodulholder 305. En eller flere sensor enheter kan være konfigurert inne i sensormodulholderen 305, for eksempel, med hvilke som helst av de sensorenhetsantall, symmetrier, typer, retninger, orienteringer, koblingstilnærminger, kabling, og andre karakteristikker for sensorenheter diskutert over. En eller flere sensormoduler 175 kan være festet til det ytre av borerørskjøten. En eller flere sensormoduler 175 kan omfatte en eller flere sensorenheter festet til det ytre av borerørskjøten, en elektronikkmodul posisjonert et annet sted (for eksempel i en sensormodulholder 310), og kabling mellom de to. En eller flere sensormoduler 175 eller deler av sensormoduler 175 (for eksempel sensorenheter) kan være innkapslet i et dekkende materiale 410. I visse implementasjoner kan det dekkende materialet 410 for eksempel omfatte en hermetisk elastomer eller epoksy. En eller flere av sensormodulene 175 montert til det ytre av borerøret kan være plassert nær fortykkelsen av hann-enden. En eller flere sensormoduler 175 montert til det ytre av borerøret kan være plassert på en seksjon med smalere tverrsnittsareal som vist i figur 4. Slik montering kan gi større strekk for en gitt kraft eller moment sammenlignet med montering på en fortykket seksjon og kan øke kvaliteten på en måling av kraft eller moment (for eksempel oppløsning). Generelt kan en eller flere sensormoduler 175 være konfigurert for å måle en eller flere av strekk, kompresjon, moment, eller bøying. Innsettingsdelen av hann-enden kan omfatte en eller flere kommunikasjonskoblere, slik som borerørskobler 315. Kommunikasjonsmediet 205 kan være anordnet i borerøret.

Et gjennomskåret diagram av et eksempel på en sub 155 er vist i figur 5. Sub 155 vist i figur 5 kan omfatte gjenger for festing mellom to borerørskjøter. En avlang hunn-skjøt 500 av sub 155 er vist som et eksempel, med tilsvarende implementasjoner mulige for andre borestrengkomponenter. En sensormodul 175 er vist omfattende en elektronikkmodul 310, en eller flere sensorenheter 340, og kabling 505 mellom sensorenhetene 340 og elektronikkmodulen 310. En eller flere deler av det ytre av sub 155 kan være kuttet eller freset bort for å danne relativt grunne «flater», slik som flate 510, ved en eller flere posisjoner. En eller flere flater 510 kan være orientert rundt omkretsen av sub 155. En eller flere sensorenheter 340 kan være festet til flatene 510. De festede sensorenhetene 340 kan være beskyttet fra den omkringliggende slam med et overtrekk. Overtrekket kan for eksempel være en epoksy eller en elastomer. Et hardt overtrekk 515 slik som et satellittovertrekk kan også benyttes nær flatene for beskyttelse mot borehullveggen.

Sensormodul 175 kan omfatte "dummy-sensorenheter" plassert i nærheten og koblet på en måte som gjør at de ikke responderer til belastningen i borestrengelementet. Alternativt, eller i tillegg, kan en eller flere sensorenheter 340 være koblet til innerveggen av sub 155. Hunn-enden av suben 155 kan være boret dypere for å holde en hunn-ende innsats 520. Hunn-ende innsatsen 520 kan omfatte en eller flere elektronikkmoduler 310. Kabling 505 kan rautes fra en eller flere sensorenheter 340 koblet til det ytre av sub 155 gjennom borede hull og gjennom hermetiske forseglingskoblinger for kobling eller lodding til elektronikkmodul 310. Kabling 505 kan rautes fra en eller flere sensorenheter 340 koblet til den indre overflaten av sub 155 til elektronikkmodulen. Elektronikkmodul 310 kan omfatte en sensormodulkoblerfor å koble sensormodulen 175 til kommunikasjonsmediet 205. Ved en implementasjon kan sub 155 og hunn-ende innsats 520 omfatte en eller flere sensorenheter 340 konfigurert for å måle krefter slik som en eller flere av aksialt strekk, aksial kompresjon, moment eller bøying. Sub 155 og hunn-ende innsats 520 kan videre omfatte en eller flere sensorenheter 340 konfigurert for å måle akselerasjon, vibrasjon, rotasjon, eller andre egenskaper. Kommunikasjonsmediet 205 kan være anordnet i sub 155 og sensormodulen 175 (for eksempel elektronikkmodulen 310) kan omfatte en sensormodulkobler for å koble sensorenhetene 340 til kommunikasjonsmediet 205. Som diskutert over, kan sub 155 omfatte kommunikasjonsutstyr.

Et gjennomskåret diagram av hunn-enden 605 av en borerørskjøt er vist i figur 6. Skjøten av borerøret omfatter en hunn-ende 605 tilpasset for å kunne holde en hunn-ende innsats 610. Hunn-enden 605 kan omfatte en avlang fortykket del. Det indre av hunn-enden 605 av skjøten kan være boret (dypere forbi) for å gi rom for hunn-ende innsatsen 610 som kan plasseres i det utborede område. Hunn-ende innsatsen 610 kan omfatte en eller flere sensormoduler 175. Sensormodulene 175 kan være koblet for å måle en eller flere egenskaper.

I det tilfellet at sensormodulene 175 måler en eller flere trykk, kan de fysiske egenskapene omfatte, for eksempel, innvendig trykk eller ringromstrykk utenfor bore-rørsskjøten. En eller flere sensormoduler 175 montert i hunn-ende innsatsen 610 kan være koblet til en kanal 615 til det ytre av borerørskjøten. Kanalen 615 kan omfatte ett eller flere borede hull, en eller flere kapilarrør, en eller flere forseglinger, eller andre midler for å overføre ringromstrykket til en trykksensor anordnet inne i bore-rørsskjøten. Generelt kan en eller flere sensormoduler 175 være forbundet for å måle borehull eller indre trykk.

I tilfelle av sensormoduler 175 som skal måle en eller flere akselerasjoner, vibrasjoner, eller rotasjonshastigheter, kan de fysiske egenskapene omfatte akselerasjon, vibrasjon, eller rotasjonshastighet i det indre eller det ytre av borerørskjøten. Generelt kan en eller flere sensormoduler 175 være festet for å måle akselerasjon, vibrasjon, eller rotasjon. Andre sensormoduler 175 kan være inkludert i hunn-ende innsatsen 610 for å måle andre egenskaper. En eller flere sensormoduler 175 i hunn-ende innsatsen 610 kan omfatte to eller flere sensorenheter 340 for å måle to eller flere egenskaper.

Hunn-ende innsatsen 610 kan omfatte en eller flere kommunikasjonskoblere, slik som borerørkobler 315. Hunnende innsatsen 610 kan omfatte annet

kommunikasjons eller behandlingsutstyr.

Et gjennomskåret diagram av et eksempel på en sub 155 er vist i figur 7. Sub 155 vist i figur 7 kan omfatte gjenger for feste mellom to borerørskjøter. En eller flere deler av sub 155 kan kuttes vekk for å danne sensormodul holdere 310 som kan inneholde sensormoduler 175. Sub 155 kan omfatte en borerørkobler 315 for å koble sensormodulen 175 til kommunikasjonsmediet 205. Hunn-enden av sub 155 kan være boret dypere for å motta en hunn-ende innsats 610. I tilfelle av sensormoduler 175 som skal måle en eller flere trykk, kan hunn-ende innsatsen 610 omfatte en eller flere sensormoduler 175 portetfor å måle ringromstrykk. Hunnende innsatsen 610 kan omfatte en eller flere sensormoduler 175 portet for å måle innvendig trykk. Hunn-ende innsatsen 610 kan omfatte en eller flere sensormoduler 175 festet for å måle en eller flere av akselerasjon, vibrasjon, eller rotasjon. Hunn-ende innsatsen kan omfatte en eller flere kommunikasjonskoblere, slik som borerørskobler 315. Kommunikasjonsmediet kan være anordnet i sub 155. Som diskutert over, kan sub 155 omfatte kommunikasjonsutstyr.

I tillegg til sensormodulholdere 310, kan sensormoduler 175 også være montert på pakninger mellom skjøter av borerør. To skjøter av borerør 805 og 810 med en pakning 815 er skjematisk illustrert i figur 8. Hver av skjøtene av borerør 805 og 810 har en hann-ende 820 og hunn-ende 825. Både hann-enden og hunn-enden kan omfatte gjenger og belastningsskuldre som tillatter at borerøret dannes av skjøtene. En pakning 815 kan være plassert mellom belastningsskulderen på hunn-ende 820 på borerørskjøt 805 og belastningsskulderen på hann-enden 815 av borerørsskjøt 810. Når de to skjøtene 805 og 810 er satt sammen, er pakningen plassert ved grenseflaten mellom de to skjøtene. En sensormodul 175 kan være inkorporert i pakning 815 eller den kan være montert på det ytre av pakningen 815. Utgangssignalet fra sensoren i sensormodul 175 kan kobles til kommunikasjonsmediet 205 ved bruk av en eller flere av de metoder som er beskrevet under med henvisning til figurene 11-12. Dette arrangementet tillater montering av sensormoduler 175 på borestrengen uten sensorholdere i borerøret 140. De pakningsmonterte sensormodulene 175 kan benyttes alene eller sammen med sensormoduler 175 montert som beskrevet over. Ved en annen utførelse, kan sensormodulholder 310 være dannet i det ytre av pakningen 815.

Et eksempel på en sensormodul 175, vist skjematisk i figur 9, omfatter en sensorenhet 340 som produserer et signal som indikerer en fysisk egenskap. Utgangssignalet fra sensorenheten 340 kan være digitalt eller analog. Avhengig av kommunikasjonsmetoden som benyttes over kommunikasjonsmediet 205, kan utgangssignalet fra sensorenheten kreve omforming fra analog til digital med en analog-til-digital omformer 910. Ved visse implementasjoner kan sensormodulen 175 omfatte et flertall av analog-til-digital omformere 910 for å betjene et flertall sensorenheter 340. Ved andre implementasjoner kan sensormodulen 175 omfatte en multiplekser (ikke vist) for å betjene flere sensorenheter 340 med færre analog-til-digital omformeren 910. Etter at sensorenheten 340 har produsert et signal som indikerer den målte egenskapen, kan signalet kobles til kommunikasjonsmediet 205 ved bruk av en kommunikasjonskobler som kan omfatte en elektronikkmodulkobler 915 i sensormodulen 175 og som kan omfatte en borerørskobler. Elektronikkmodulkobleren 915 kan omfatte en konnektor 330 for å indusere signal i borerørskobler 315, vist i figur 10. Borerørskobleren kan omfatte en konnektor 335 for forbindelse med sensormodulkobler konnektor 330. Konnektorer kan inkludere direkte elektrisk forbindelse og eksempler på egnede konnektorer av denne typen inkluderer de fra Kemlon og Green Tweed, begge i Houston, Texas.

Kommunikasjonskobleren, som er kombinasjonen av sensormodulkobler 915 og borerørskobler 315, utfører signaltransformasjoner nødvendig for å koble sensorsignalet til kommunikasjonsmediet 205. Et eksempel på kommunikasjonskobler kan re-kode signalet fra sensorenheten 340 eller analog-til-digital omformeren, inkludere hodeinformasjon, og overføre signalet over kommunikasjonsmediet 205.

Et eksempel på komplementære par av elektronikkmodulkobler og borerørskobler konnektor 330 og 335 er vist skjematisk i tverrsnittsriss i figur 11. Borerørskobler konnektor 330 omfatter to ledende plugger 1105 og 1110, som vil stikke ut fra borerøret 140 ved bunnen av sensormodulholder 305. Den komplementære sensorkoblerkonnektor 335 omfatter to ledende ringer 1115 og

1120. Dette er arrangementet tillater at konnektorene 330 og 335 korresponderer når for eksempel elektronikkmodulsensor 310 skrus inn i sensormodulholderen 305. I en slik konfigurasjon har borerørskobler 1005 og elektronikkmodulkobler 915 en direkte elektrisk forbindelse og drillrørskobleren kan være i direkte elektrisk kontakt med kommunikasjonsmediet 205.

Et annet eksempel på komplementære par av sensorkobler og drillrørkobler konnektorer 330 og 335 er vist i figur 12. Elektronikkmodulkonnektor 330 omfatter en antenne 1205 og borerørskobler konnektor omfatter en antenne 1210. Ved en slik konfigurasjon sender elektronikkmodulkobler 615 signalet som indikerer den ene eller flere målte egenskaper til borerørskobleren ved bruk av trådløs signaloverføring. For eksempel kan sensoren og borerørskobleren kommunisere ved bruk av kort-hopps telemetri eller annen trådløs kommunikasjonsmetode. Hver av antennene 1205 og 1210 kan være en hvilken som helst antenne eller annen transduser som er i stand til å fremskaffe kommunikasjon mellom elektronikkmodulkobler 915 og borerørskobler 1005.

I et annet eksempel på et system kan elektronikkmodulkobler konnektor 330 og borerørskobler konnektor 335 omfatte induktorer eller spoler. Elektronikkmodulerkobler 915 kan sende strøm gjennom sin induktor for å skape et elektromagnetisk felt som indikerer styrken til sensorsignalet. Det elektromagnetiske feltet induserer i sin tur en strøm i borerørskoblerens induktor. I et annet systemeksempel kan konnektorene 330 og 335 danne to plater av en kondensator som tillater at et signal kapasitivt induseres på den motstående platen. Sensormodulen 175 eller bunnflaten av sensormodulholderen 305 kan omfatte et belegg eller et innlegg som danner et dielektrikum mellom konnektorene 330 og 335 for kapasitiv kobling.

Et eksempel på en borehullsmodelleringsmetode som kan utnytte systemene diskutert over er vist i figur 13. Borehullsmoduler kan generelt defineres som en representasjon av de fysiske egenskapene knyttet til en eller flere av borehullet og borestrengen i borehullet. En borehullsmodell kan omfatte en samling av data på en eller flere egenskaper relatert til borehullet eller borestrengen, for eksempel fluidtrykk, borestrengkrefter, borestrengvibrasjoner, temperaturer, etc. En borehullmodell kan omfatte en eller begge av slike data sett i forhold til borehullssted, og overtid. En borehullsmodell kan dekke hele borehullslengden, eller en del av denne. En borehullsmodell kan dekke hele borestrengens lengde eller en del av denne. Den kan inkludere den delen av borehullet og borestrengen nær MWD/LWD-verktøyene, som kan være nær bunnen av hullet. En borehullmodell kan omfatte en del av borehull 165 (eller borestrengsposisjon) en vesentlig avstand fra bunnen av hullet, som kan være ved eller nær borerøret 140. En borehullsmodell kan omfatte to eller flere seksjoner av borehull eller borestreng. Slike seksjoner kan korrespondere for eksempel med: (a) områder av hullvinkel (for eksempel vertikal, kurve, tangentseksjon, horisontal seksjon); (b) lengder av felles borestrengelementtype (for eksempel over vektrør, over tungvektsrør,over borerør); (c) lengder av forskjellige foringsdiametre eller hulldiametre; (d) lengder av borehullseksponering til en eller flere bestemte formasjonstyper; eller (e) forede i forhold til åpne hullseksjoner.

En borehullsmodell kan omfatte en analytisk beskrivelse av en eller flere egenskaper for borehullet eller borestrengen. En borehullsmodell kan omfatte en analytisk beskrivelse i en eller flere egenskaper for borehullet eller borestrengen i kombinasjon med målte data, som kan brukes for å kalibrere, fininnstille, eller modifisere den analytiske beskrivelsen. En borehullsmodell kan representeres grafisk (for eksempel ved hjelp av grafer, plottinger, logger). En borehullsmodell kan representeres visuelt via en skjematisk representasjon av en eller begge av borehull eller borestreng, med for eksempel farger eller andre symbolske midler for å fremvise en eller flere egenskaper eller variasjoner i egenskaper. En borehullsmodell kan representeres gjennom tekst, for eksempel med en tabell med tall.

Generelt kan borehullsmodelleringssystemet og metoden benyttes for å observere en eller flere dynamiske fenomener som kan opptre under boringsprosessen. Observasjon av dynamiske fenomener kan være nyttige for å etablere boreprosess basisverdier assosiert med en eller flere egenskaper, som kan representere prediksjoner eller forventninger. Slike observasjoner kan være nyttige for å detektere endringer med hensyn til slike basisverdier. Slike endringer kan være resultater av bevisste endringer gjort ved borehullet eller borestrengen (for eksempel tilføyelse av ny skjøt av rør, endring av rotasjonshastighet RPM, endring av slamvekt), eller det kan være et resultat av en tilstand som er utviklet seg med hensyn på en eller begge av borehullet eller borestrengen. Tilstandene i en eller begge av borehullet eller borestrengen kan være viktige å markere, overvåke, og/eller iverksette tiltak i forhold til. Slike tilstander kan for eksempel inkludere, uten begrensning: oppsamling av borkaks, hindringer i borehullet, innstrømming, og differensiel klebing.

Eksempler på dynamiske fenomener som kan representeres i en borehullmodell kan inkludere transienter i verdier for en eller flere fysiske egenskaper som beveger seg langt (for eksempel opp, ned eller begge deler) det fysiske media (foreksempel borestrengen, borehullet 165, eller borevæsken). Transientene som observeres av systemet kan omfatte trykkvariasjoner innvendig eller i ringrommet. Ved noen implementasjoner kan trykkvariasjonene være fremskaffet med forsett (for eksempel ved avlufting eller pulsing av borevæsken). Ved andre implementasjoner kan trykkvariasjonene være skapt av boreoperasjoner, for eksempel av en slammotor, tripleks slampumper ved overflaten, borekronen 160 på bunnen av borehullet 165, eller andre elementer av boreapparaturen 100. Transientene som observeres av systemet kan omfatte trykk eller strekkbølger som beveger seg opp eller ned langs borestrengen. Trykk eller strekkbølgene kan være torsjonale, aksiale, eller begge deler. Transientene som observeres av systemet kan omfatte termiske transienter som beveger seg opp eller ned flytveien. For eksempel kan de termiske transientene bevege seg med flyten av borevæske.

Fremgangsmåten i følge eksempelet omfatter å indusere en eller flere variasjoner i borehullet 165 (blokk 1305). En eller flere endringer i fysiske egenskaper på grunn av variasjonene måles ved to eller flere posisjoner nede i hullet (blokk 1310). Minst en av de to eller flere posisjonene nede i hullet kan være nær borerøret. Prosessoren 180 kan generere en profil for egenskap i forhold til dybde (blokk 1315). Ved visse implementasjoner gjøres målinger ved tre eller flere posisjoner nede i hullet og minst to eller flere profiler for egenskap med hensyn på dybde genereres. Prosessoren 180 kan generere en profil for egenskap med hensyn på dybde med hensyn på tid (blokk 1320). Prosessoren 180 kan modellere borehullet 165 basert i det minst delvis på profilen for egenskap i forhold til dybde i forhold til tid (blokk 1325).

Ved et eksempel på en implementasjon med generering av variasjoner (blokk 1305), kan en eller flere korte trykktransienter (for eksempel et sekund) dannes med hensikt ved overflaten eller nede i hullet for å forplante seg langs lengden av retur flytveien i ringrommet. Den positive eller negative variasjonen eller "pulsen", ville bevege seg gjennom ringromslengden med hastigheten for lyd i mediet (det vil si 4000-5000 fot/sekund), på samme måte som ved slampuls telemetri, som kan benyttes opp gjennom sentrum av borerøret 165.

Ved et eksempel på implementasjon av generering av en profil for egenskap i forhold til dybde (blokk 1315), kan en eller flere sensormoduler 175 sende egenskapsmålinger til prosessoren 180. Ved visse implementasjoner kan sensormodulene 175 tidsstemple sine målinger, mens ved andre implementasjoner kan prosessoren 180 tidsstemple målingene. Prosessoren 180 kan sammenligne pulssignaturene fra forskjellige sensormoduler 175 langs borestrengen for kvalitativt å anslå en eller flere slamegenskaper. Prosessoren 180 kan utføre etterbehandling av de mottatte målingene for å skille de multiple reflekskjonene (for eksempel fra endringer i flytområde).

Ved noen implementasjoner kan egenskapsmålingene fra sensormodulene 175 måles i hovedsak samtidig. Som brukt her, betyr "i hovedsak samtidig" kun at målingene gjøres i samme tidsperiode i løpet av hvilket forhold ikke forventes å endre seg signifikant, i kontekst av den gitte operasjonsprosess. Mange nedhullsforhold (for eksempel oppsamling av borkaks) kan detekteres ved bruk av profiler for egenskap med hensyn på dybde, hvor verdiene av disse fremskaffes innenfor et tidsvindu på minutter. Under transiente operasjonsprosesser slik som tripping, og for deteksjon av hendelser eller forhold som har en raskere tidskonstant, kan et kortere tidsvindu for innsamling og analysering av profil for egenskap i forhold til dybde være foretrukket. For eksempel, ved måling av egenskapsendringer på grunn av påførte variasjoner som kan bevege seg gjennom borevæsken ved 4000 til 5000 fot per sekund, kan tidsintervallet mellom egenskapsmålingene i en profil for egenskap i forhold til dybde være svært kort for oppnåelse av en hensiktsmessig oppløsning. Individuelt målte egenskaper langs borestrengen i profilen for egenskap i forhold til dybde kan måles i et kort tidsvindu (for eksempel innenfor et sekund eller mindre), og slike måleprosesser med kort tidsvindu kan da gjentas en eller flere ganger i løpet av lengre tidsvinduer på sekunder og opptil minutter. En gjennomsnittelig profil for egenskap i forhold til dybde kan dannes ved beregning av gjennomsnittet av flertallet av verdier for hver egenskapssensor. Andre statistikker kan utvikles for hver målte egenskap i profilen for egenskap i forhold til dybde. Statistikkene kan for eksempel inkludere minimum og maksimumsverdier og standardavvik. Gjennomsnittelige verdier, alternativt sammen med ytterligere statistikker, kan være foretrukket for bruk under visse operasjonsprosesser hvor forholdene forventes å ha et dynamisk element. (For eksempel lugging under boring). Ved andre implementasjoner kan egenskapsmålingene fra sensormodulene 175 være målinger i henhold til en konfigurerbar sekvens som kan kontrolleres av prosessoren 180.

Ved noen implementasjoner kan profilen for egenskap i forhold til dybde (blokk 1315) omfatte en eller flere frekvensdomeneverdier for en eller flere egenskaper ved en eller flere dybder. Som vist i figur 14, kan prosessoren 180 bestemme en eller flere frekvensdomenekomponenterfor en målt egenskap over et tidsvindu (blokk 1405). Disse frekvensdomeneverdiene kan finnes for eksempel ved hjelp av tids til frekvensdomenetransformasjoner slik som rullende FFT. For å oppnå tidsdomeneverdienefordissefrekvensdomeneegenskapene kan prosessoren 180 motta eller samle tilstrekkelig med målinger over et tidsvindu. Prosessoren 180 kan generere en profil for frekvensdomeneegenskap med hensyn på dybde (blokk 1410).

Prosessoren 180 kan også generere en eller flere profiler for egenskap i forhold til dybde i forhold til tid (blokk 1320). Generelt kan profilene for egenskap i forhold til dybde i forhold til tid genereres ved oppsamling av to eller flere profiler for egenskaper i forhold til dybde fremskaffet med forskjellige tidspunkter. Ved andre implementasjoner kan prosessoren 180 interpolere over tid for å bestemme en eller flere oppføringer i profilene for egenskap i forhold til dybde i forhold til tid. Prosessoren 180 kan generere en eller flere profiler for egenskap i forhold til dybde i forhold til tid hvor egenskapsverdiene er i frekvensdomene, som beskrevet over med hensyn på blokk 1315.

Ved visse implementasjoner kan systemet ikke fremskaffe variasjoner i borehullet 165 (blokk 1305), isteden utfører systemet en passiv lytting etter naturlige variasjoner. Ved et eksempel på en implementasjon kan prosessoren 180 analysere en eller flere variasjoner som er funksjoner av boreprosessen. For eksempel kan den normale "trykkstøyen" relatert til normal boring fanges opp av trykksensorer i sensormoduler 175. Basert på trykksignalene kan prosessoren 180 utføre analyse ved overflaten, slik som rullende FFT, for å bestemme frekvensinnholdet og assosiert effekt som korresponderer med periodisk borekroneindusert støy (det vil si støy dannet ved hver rotasjon), slammotor støy fra tripleks slampumpene, og støy fra andre kilder. Den relative dempning av gitte FFT komponenter over tid og mellom trykksensorer i sensormoduler 175 langs borestrengen, kan indikere endringer i telemetrikanalen på samme måte som i tilfelle med fremprovoserte variasjoner. Denne analysen kan være kvalitativ, men visse forhold (for eksempel innstrømming av gass) og andre viktige markører kan detekteres på denne måten.

Et eksempel på et system for å fremskaffe borehullmodellen (blokk 1325) er vist i figur 15. Generelt kan dannelsen av borehullmodellen inkludere deteksjon, identifikasjon, lokalisasjon, eller karakterisering av en eller flere egenskaper i borehullet for et eller flere tidsintervaller. Prosessoren 180 kan detektere en tilstand nede i hullet (blokk 1505). Generelt kan en tilstand nede i hullet omfatte enhver regulær eller irregulær, statisk eller dynamisk tilstand eller hendelse langs en eller begge av borehullet eller borestrengen. Eksempler på tilstander nede i hullet kan inkludere, men er ikke begrenset til, en eller flere av de følgende: en flythindring, en oppsamling av borkaks, en utvasking, eller en innstrømming. Prosessoren kan videre identifisere nedhullstilstanden (blokk 1510). Identifisering av nedhullstilstanden kan inkludere og bestemme en sannsynlig årsak for nedhullstilstanden for eksempel innstrømming, borkaksoppsamling). Prosessoren 180 kan lokalisere nedhullstilstanden (blokk 1515). Ved noen eksempelimplementasjoner, kan prosessoren 180 identifisere et område av sannsynlige dybder for nedhullstilstandene. Prosessoren kan karakterisere nedhullstilstanden (blokk 1520). Karakteriseringen kan inkludere og bestemme en alvorlighetsgrad eller en eller annen egenskap for nedhullstilstanden. Ved noen eksempelimplementasjoner kan en eller flere av blokkene 1502-1520 utelates. Foreksempel kan prosessoren være i stand til å lokalisere en nedhulls tilstand som den ikke er i stand til å identifisere.

Et annet eksempel på en metode for å modellere borehullet 165 (blokk 1325) er vist i figur 16. Prosessoren 180 kan bestemme en eller flere endringer i frekvensdomenekomponenter for en egenskap over to eller flere tidsvinduer (blokk 1605). Ved noen eksempelimplementasjoner for modellering av borehullet 165, kan prosessoren 180 observere dynamiske fenomener som opptrer ved boreprosessen, som kan representeres som stående bølger i det fysiske mediet (for eksempel borerøret 140 eller borevæsken)). Disse fenomenene kan resultere fra en i hovedsak periodisk trykkfunksjon (for eksempel slampumper, borekrone 160 ved bunnen av borehullet 140, eller rotasjon av borerøret 140) og kan være dynamisk representert i mediet som stående bølger. Fenomenet kan være representert som egenskapsmålinger ved en dybde med relativt konstant effektspekterfordeling(PSD). Den relative konstanthet kan representere at det ikke skjer noe utover det normale. En endring i frekvensinnholdet fra et første tidsvindu til et andre tidsvindu kan representere en eller flere endringer i trykkfunksjonene eller en endring i mediet. Dersom det representerer en endring i mediet, kan dette være en endring som er forventet (for eksempel tilføyelse av en skjøt av borerør 140), eller det kan representere en uventet endring, slik som en endring av en tilstand ved en grenseflate slik som kontaktpunkter mellom borestreng og borehull.

Ved et eksempel på en implementasjon, kan prosessoren 180 analysere en rekke av trykkvariasjoner i ringrommet langs borestrengen. Prosessoren 180 kan følge transienten (for eksempel trykkpulsen). Prosessoren kan observere den samlede dempning av transienten og kan også observere endringer i frekvensinnholdet til transienten mens den beveger seg langs ringrommet. Prosessoren 180 kan utlede egenskaper for borevæsken slik som tetthetsendringer, borkaksmengde, endring av den primære fase (for eksempel olje i forhold til vann, væske i forhold til gass), eller tilstedeværelse av gass (for eksempel et brønnspark).

Figur 17 viser et annet eksempel på en metode for å modellere borehullet 165 (blokk 1325). Prosessoren 180 kan bestemme et forventet sett av egenskapsverdier (blokk 1705) og sammenligne det forventede sett av egenskapsverdier med målte egenskapsverdier (blokk 1710). Foreksempel kan prosessoren 180 sammenligne transientskarakteristikker med et sett av en eller flere forventede verdier. Det forventede sett av verdier kan være fremskaffet fra en eller flere av modelleringer eller tidligere oppnådde data. Dersom det antas at prosessoren 180 samler egenskapsverdier fra et flertall posisjoner langs borestrengen, kan posisjonering av et område av mulige posisjoner for endringen i mediet bestemmes. Posisjonen til endringen i mediet kan bestemmes ved å observere avviket for en fysisk egenskap i forhold til dybde, ved bruk av måledata assosiert med et enkelt tidsvindu. Oppløsningen for posisjonsbestemmelsen kan avhenge av antallet måleposisjoner. Dette avviket kan være med hensyn på settet av forventede verdier. Alternativt, eller i kombinasjon, kan posisjonen for endringen i mediet bestemmes ved å finne et basissett av målinger assosiert med variasjonene i en eller flere tidsvinduer, og deretter sammenligne målingene gjort ved et etterfølgende tidsvindu assosiert med en annen tilsvarende variasjon. Avviket i forhold til tid ved hver måleposisjon kan indikere den sannsynlige posisjonen for nedhullstilstanden.

I andre eksempelimplementasjoner kan prosessoren 180 analysere en serie av belastnings eller strekk eller akselerasjonsvariasjoner langs borestrengen. En støtkilde (for eksempel at borekronen spretter mot bunnen), eller en vridningskilde (for eksempel at borekronen lugger), kan forekomme selv om ingen av disse er ønskelige under boring, og de kan benyttes i en analyse. Alternativt eller i kombinasjon kan en påført belastning eller strekk eller akselerasjonsvariasjon på borestrengen benyttes ved overflaten, nær bunnen, eller langs borestrengen. Prosessoren 180 kan spore transienten(for eksempel størbølgen forårsaket av at borekronen spretter). Prosessoren kan observere den samlede demping av transienten og kan også observere endringer i frekvensinnholdet til transienten mens den beveger seg langs borestrengen. Prosessoren 180 kan utlede egenskaper for borestrengen slik som kontakt med formasjonen. Prosessoren 180 kan sammenligne transientkarakteristikkene med et sett av en eller flere forventede verdier. De forventede verdiene kan være oppnådd fra en eller flere av modelleringer eller tidligere oppnådde data. Dersom det antas at prosessoren 180 samler egenskapsverdier fra et flertall posisjoner langs borestrengen, kan posisjonen for et område av mulige posisjoner for endringen i mediet bestemmes. Posisjonen for endringen i mediet kan bestemmes ved å observere avviket for målingen i forhold til dybde, ved bruk av måledata assosiert med et enkelt tidsvindu. Oppløsningen for posisjoneringen kan avhenge av antallet måleposisjoner. Dette avviket kan være med hensyn på settet av forventede verdier. Alternativt eller i kombinasjon, kan posisjonen for endringen i mediet bestemmes ved å etablere et sett av basisverdier av målinger assosiert med variasjonen i en eller flere tidsvinduer og deretter sammenligne målingene gjort i et etterfølgende tidsvindu assosiert med en annen tilsvarende variasjon. Avvikene i forhold til tid ved hver posisjon kan indikere den sannsynlige posisjonen for en nedhullstilstand, for eksempel oppsamling av borkaks, et borehullsawik (for eksempel borehull med kne eller slitasjefure), eller fastsuging.

Ved en eller flere av identifisering av en gitt nedhullstilstand (blokk 1510), karakterisering av nedhullstilstanden (blokk 1520), og lokalisering av nedhullstilstanden (blokk 1515), kan prosessoren vurdere måten visse nedhullstilstander påvirker de egenskapene som måles. Mange slike forhold er kjent eller de kan finnes. Med hensyn på trykkvariasjoner, er det kjent at akustiske transmisjonskarakteristikker varierer med viskositeten, tettheten, bulk modulus, multifasekarakteristikker, og andre egenskaper for slike fluider. Slike egenskaper kan bestemmes empirisk. Med hensyn på belastning eller strekkvariasjoner i borestrengen, er akustiske transmisjons egenskaper for stål og andre borestrengmaterialer og refleksjoner assosiert med for eksempel endringer i tverrsnittsareal, kjente eller de kan modelleres, eller bestemmes empirisk. Effekter av varierende grenseflatetilstander (for eksempel rent hull i forhold til oppsamling av borkaks, fastsuging, borehull med kne og slitasjefurer) på den akustiske overføringen i borestrengkomponentene kan også modelleres eller bestemmes empirisk.

Foreliggende oppfinnelse er derfor vel tilpasset for å utføre formålene og oppnå de resultatene som er nevnt, så vel som de som er iboende deri. Mens oppfinnelsen har blitt vist, beskrevet og definert gjennom henvisninger til eksempler på oppfinnelsen, impliserer ikke en slik henvisning noen begrensning av oppfinnelsen, og ingen slik begrensning skal kunne utledes. Oppfinnelsen vil kunne gjennomgå vesentlige modifikasjoner, endringer og ekvivalenter i form og funksjon, slik det vil forståes av de med ordinær fagkunnskap på området når de har kjennskap til denne beskrivelsen. De fremstilte og beskrevne eksempler er ikke uttømmende for oppfinnelsen. Følgelig er oppfinnelsen ment å være begrenset kun av den ånd og det omfang som fremgår av de vedføyde krav, underfull hensyntaking til alle

ekvivalenter.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for å analysere et borehull, karakterisert vedå måle, ved to eller flere dybder langs en borestreng, minst én egenskap som er utsatt for variasjon, hvor minst én av dybdene svarer til posisjonen til et borerør; og å generere en profil for egenskap i forhold til dybde basert på egenskapsmålingene.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor målingen ved to eller flere dybder langs borestrengen av minst én egenskap som er utsatt for variasjon, omfatter å måle ved minst tre eller flere dybder langs borestrengen av minst én egenskap som er utsatt for variasjon.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor målingen ved to eller flere dybder langs borestrengen av minst én egenskap som er utsatt for variasjon, omfatter å måle ved to eller flere dybder av den minst ene egenskapen langs borestrengen i hovedsak samtidig.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den videre omfatter å registrere et tidspunkt for når hver egenskap måles ved hver dybde; og å generere en profil for egenskap i forhold til dybde og i forhold til tid basert på egenskaps-målingene.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor den videre omfatter, i det minste delvis basert på profilen for egenskap i forhold til dybde og i forhold til tid, å generere en modell for borehullet, og/eller å detektere, å identifisere, å lokalisere eller å karakterisere en nedhullstilstand.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor avviket er en funksjon av boreprosessen.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den videre omfatter å generere variasjonen.

8. Datamaskinprogram lagret på et fysisk medium, for analyse av et borehull, karakterisertvedat det omfatter utførbare instruksjoner som får en datamaskin til å motta målinger som svarer til to eller flere dybder langs en borestreng, av minst én egenskap som er utsatt for variasjon, hvor minst én av dybdene svarer til posisjonen til et borerør; og å generere en profil for egenskap i forhold til dybde basert på egenskapsmålingene.

9. Datamaskinprogram ifølge krav 8, hvor de utførbare instruksjonene som får datamaskinen til å motta målinger som svarer til to eller flere dybder langs en borestreng av minst én egenskap som er utsatt for variasjon, videre får datamaskinen til å motta målinger som svarer til tre eller flere dybder langs borestrengen av minst én egenskap som er utsatt for variasjon.

10. Datamaskinprogram ifølge krav 8, hvor målingene tas i hovedsak samtidig.

11. Datamaskinprogram ifølge krav 8, hvor de utførbare instruksjonene videre får datamaskinen til å motta et tidspunkt for når hver egenskap er målt ved hver dybde; og å generere en profil for egenskap i forhold til dybde og i forhold til tid basert på egenskaps-målingene.

12. Datamaskinprogram ifølge krav 11, hvor de utførbare instruksjonene videre får datamaskinen til i det minste delvis basert på profilen for egenskap i forhold til dybde og i forhold til tid, å generere en modell for borehullet, og/eller å detektere, å identifisere, å lokalisere eller å karakterisere en nedhullstilstand.