Измерение скорости потока бурового раствора при помощи импульсных нейтронов
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для определения скважинных скоростей потока бурового раствора (БР) и других скважинных параметров. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности и точности измерений за счет учета неблагоприятных факторов от БР или отступов устройства. Для этого способ включает следующие этапы: использование импульсного генератора нейтронов (ИГН), выключение ИГН, обнаружение значительно неактивированной порции БР на известном расстоянии от ИГН и определение времени пробега, необходимого неактивированной порции БР на прохождение от ИГН до точки детектирования. По времени пробега и известному расстоянию вычисляют скорость БР. Затем скорость БР может быть использована для вычисления других скважинных параметров - диаметра или объема скважины и объемной скорости потока БР. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.
При бурении скважины через геологический пласт важно знать условия на забое скважины, для того чтобы быть уверенным в том, что буровая коронка правильно функционирует. Эти условия включают, помимо других, диаметр скважины и, таким образом, объем бурового раствора в любой заданной точке. Кроме того, измеряются свойства пласта, для того чтобы предсказать наличие нефти или газа. Свойства пласта могут регистрироваться с помощью устройств, спускаемых в скважину на тросе, устройств для каротажа (скважинных исследований) в процессе бурения (каротажные устройства) или устройств для измерения в процессе бурения (измерительные устройства). При современном поиске нефти и газа, как правило, используются каротажные устройства и измерительные устройства вместо устройств, спускаемых в скважину на тросе, для каротажного пласта из-за экономии времени и расходов.
Различные каротажные устройства и измерительные устройства используются для измерения свойств скважины и пласта. Например, диаграммы нейтронного каротажа или гамма-каротажа используются для получения информации о литологии, пористости пласта и плотности породы пласта. Нейтронная/гамма-спектроскопия часто выполняется с использованием отправки импульса нейтронов в пласт при помощи импульсного генератора нейтронов. Нейтроны взаимодействуют с элементами в пласте посредством неупругих взаимодействий или упругих взаимодействий. Нейтроны высокой энергии постепенно теряют их энергию в этих взаимодействиях и становятся тепловыми нейтронами, которые могут быть захвачены ядрами различных элементов в пласте. После захвата нейтрона эти элементы становятся активированными. Затем активированные элементы распадаются, испуская гамма-кванты. Гамма-кванты, испускаемые этими активированными элементами, могут быть обнаружены детекторами гамма-излучения. Из-за того что различные элементы производят гамма-кванты с различной энергией, снятые гамма-спектры могут быть использованы для определения элементного состава пласта. Элементные выходы, в свою очередь, могут быть использованы для получения литологии пласта, так как различные слои осадочной породы, как правило, обогащены различными типами элементов. Способы для нейтронного и гамма каротажа широко известны в данной области техники. Детальное описание может быть найдено, например, в патентах США №5440118, выданном Roscoe, №5786595, выданном Herron et al., и №5539255, выданном Loomis et al. Смотри так же Albertin et al. "The many facets of pulsed neutron cased-hole logging", Schlumberger Oilfield Review, v.8, no. 2, p.28-41, 1996.
Тем не менее, на различные каротажные и измерительные устройства, используемые для каротажа пласта, к сожалению, влияет наличие буровых растворов, и их чувствительность, как правило, ухудшается из-за "отступа" устройства, то есть расстояния от устройств (или датчиков) до стенки ствола буровой скважины. Например, ионы хлора в буровых растворах могут взаимодействовать с (захватывать) тепловыми нейтронами с высокой эффективностью, уменьшая чувствительность гамма-спектроскопии. Таким образом, каротажные измерения часто должны быть скорректированы для учета неблагоприятных эффектов от буровых растворов или отступов устройства. Для корректировки эффектов от буровых растворов или отступов устройства необходимо определить диаметр скважины, отступы устройства или удерживающие объемы бурового раствора в области измерений в процессе бурения скважины.
Диаметр скважины, как правило, измеряется каверномерами. Различные каверномеры имеются в данной области техники. Тем не менее, большинство из этих устройств полезны только как устройства, спускаемые в скважину на тросе, они не могут быть развернуты во время бурения. С устройствами, спускаемыми в скважину на тросе, эти измерения получаются, после того как бурильные колонны извлекаются из скважин. Здесь могут быть значительные временные задержки между временем, когда скважины бурятся и пласты регистрируются, и временем, когда определяется диаметры скважины. В течение этого периода формы и размеры скважин должны измениться из-за нестабильностей скважины. По этой причине желательно, чтобы диаметры скважины измерялись, пока пласты регистрируются в процессе бурения. Также желательно, чтобы процессы определения диаметра скважины не влияли на обычную регистрацию в процессе бурения.
Более того, большие количества буровых растворов закачиваются через бурильные колонны в скважины во время бурения скважины. Буровые растворы помогают охлаждать калибрующие поверхности буровых коронок и помогают убирать буровой шлам с нижней части скважины, когда они поднимаются по кольцевому пространству к поверхности. Для предотвращения протекания пластовых текучих сред в скважину в процессе бурения буровые растворы закачиваются под давлением, которое слегка выше, чем предполагаемое давление пласта. Более высокое гидравлическое давление буровых растворов может приводить к значительным потерям раствора в пласте, когда встречается начальная зона или зона низкого давления в подземном пласте. Обнаружение таких потерь раствора может быть использовано при коррекции измерений от различных каротажных датчиков. Потеря раствора в пласте может быть обнаружена по уменьшению обратного потока буровых растворов на поверхность. Тем не менее, для определения в какой зоне возникла потеря раствора, необходимы средства для определения объемных потоков вдоль оси глубины скважины.
Измерение времени пробега активированных порций раствора использовалось в предшествующем уровне техники в связи с каротажной диаграммой расхода воды (WFL). При использовании этой диаграммы порция раствора активируется, а затем синхронизуется в течение достаточно длительного периода. В этом процессе импульсный генератор нейтронов, как правило, выключен, и он активируется только на короткие промежутки для периодической постановки меток в растворе нейтронным пучком. Такой процесс не очень хорошо согласуется с окружающей породой при каротаже или с нейтронными устройствами, где импульсный генератор нейтронов активирован большую часть времени.
Таким образом, было бы желательно иметь каротажные совместимые способы и устройство для определения времени пробега раствора, диаметра скважины, объемной скорости потока и других различных параметров на заданной глубине в скважине.
Сущность изобретения
Один аспект настоящего изобретения относится к способам для определения скважинных параметров. Способ для определения скважинного параметра в окружающей среде в соответствии с реализациями настоящего изобретения включает следующие этапы: использование импульсного генератора (6) нейтронов для активации бурового раствора, обтекающего генератор нейтронов; выключение импульсного генератора (6) нейтронов на время, достаточное для создания неактивированной порции бурового раствора; обнаружение неактивированной порции бурового раствора на известном расстоянии (d) от импульсного генератора (6) нейтронов; определение времени пробега (t) неактивированной порции бурового раствора на расстояние (d). В некоторых реализациях способ включает дополнительный этап вычисления скорости бурового раствора по времени пробега (t) и известному расстоянию (d). В некоторых реализациях способ включает дополнительный этап вычисления диаметра скважины над расстоянием (d), используя известную объемную скорость потока. В некоторых реализациях способ включает дополнительный этап вычисления скважинной объемной скорости потока по времени пробега (t) и известному объему скважины.
Другой аспект настоящего изобретения относится к инструменту для определения скважинных параметров. Устройство для определения скважинных параметров в окружающей среде приспособлено для размещения в бурильной колонне и содержит импульсный генератор (6) нейтронов и детектор (7) гамма-излучения, отстоящие друг от друга по оси бурильной колонны на расстояние (d). Инструмент дополнительно содержит схему управления для выключения импульсного генератора (6) нейтронов на время, достаточное для создания неактивированной порции бурового раствора, обтекающего устройство, и процессор (17), соединенный с детектором (7) гамма-излучения для определения, когда неактивированая порция бурового раствора обтекает детектор (7) гамма-излучения, и для определения времени пробега (t) неактивированной порции бурового раствора на расстояние (d). В некоторых реализациях средство обработки приспособлено для вычисления скорости бурового раствора по времени пробега (t) и известному расстоянию (d). В некоторых реализациях средство обработки приспособлено для вычисления диаметра скважины над расстоянием (d) с использованием известной объемной скорости потока. В некоторых реализациях средство обработки приспособлено для вычисления скважинной объемной скорости потока по времени пробега (t) и известному объему скважины.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут понятны из нижеследующего описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 изображает каротажный инструмент в соответствии с одним вариантом настоящего изобретения.
Фиг.2 - схематичная диаграмма компоновки каротажного инструмента в соответствии с вариантами настоящего изобретения.
Фиг.3 - блок-схема варианта способа согласно изобретению для определения времени пробега.
Фиг.4 - блок-схема варианта настоящего изобретения для определения различных параметров из времени пробега.
Подробное описание
Настоящее изобретение относится к способам и инструментам для определения скоростей потока буровых растворов в скважинах. Настоящее изобретение преимущественно может быть использовано в процессе бурения скважины. Скорость раствора позволяет вычислить другие скважинные параметры, такие как диаметр скважины и объемная скорость потока бурового раствора.
В некоторых реализациях изобретение основано на активации кислорода в буровом растворе. В процессе активации атомы кислорода в буровом растворе трансформируются из стабильных атомов в радиоактивные атомы посредством бомбардировки нейтронами. Когда атом кислорода-16 поглощает нейтрон (захват нейтрона), он может испустить протон и образовать радиоактивный атом азота-16. Азот-16, с временем жизни около 7,1 секунды, распадается на кислород-16, испуская бета-частицу. Кислород-16, который образовался в процессе бета-распада азота-16, находится в возбужденном состоянии, и он выделяет энергию возбуждения при помощи гамма-излучения. Гамма-излучение может быть обнаружено детектором гамма-излучения.
Варианты настоящего изобретения могут быть использованы с нейтронным каротажным инструментом с минимальным влиянием или без влияния на нормальную эксплуатацию инструмента, то есть они допускают практически непрерывное использование импульсного генератора нейтронов для каротажных измерений. Диаграммы нейтронного каротажа, как правило, используются для измерения пористости пласта. Кроме того, элементы в пласте могут активироваться после захвата тепловых нейтронов. Затем активированные элементы испускают гамма-кванты при возвращении в их основное состояние. Эти гамма-кванты могут быть обнаружены детекторами гамма-излучения для получения плотности пласта или литологии.
В нормальном процессе каротажа импульсный генератор нейтронов в нейтронном инструменте находится во включенном состоянии большую часть времени для генерации нейтронов для измерений диаграммы нейтронного каротажа. В соответствии с настоящим изобретением импульсный генератор нейтронов импульсно выключается на период времени, достаточно длинный для того, чтобы позволить порции раствора проследовать через импульсный генератор нейтронов без активации. Детектор гамма-излучения на известном расстоянии от импульсного генератора нейтронов измеряет уменьшение в уровне радиоактивности, когда неактивированная порция раствора проходит через детектор. Используемый термин «неактивированная порция» означает порцию раствора, которая прошла через область активации вблизи импульсного генератора нейтронов, когда импульсный генератор нейтронов был выключен, хотя неактивированная порция может быть частично активирована блуждающими нейтронами в скважине или импульсным генератором нейтронов, когда неактивированная порция проходит импульсный генератор нейтронов, протекая с внешней стороны бурильной колонны. Неактивированная порция имеет меньшую радиоактивность, чем активированная порция, для того чтобы уменьшение в гамма-излучении могло быть обнаружено детектором гамма-излучения.
На Фиг.1 показан один вариант каротажного инструмента 3 в скважине 2. Этот инструмент является частью бурильной колонны 14. Инструмент 3 содержит, помимо других устройств, импульсный генератор 6 нейтронов и детектор 7 гамма-излучения, которые отстоят друг от друга на известное расстояние d. Импульсный генератор 6 нейтронов имеет зону 11 активации, внутри которой атомы активируются нейтронами, испускаемыми импульсным генератором 6 нейтронов. Когда буровой раствор, текущий вверх в кольцевом зазоре между инструментом 3 и стенками 5 ствола буровой скважины, проходит через зону 11 активации, кислород в растворе активируется. Стрелки обозначают направление потока раствора. Когда раствор проходит около детектора 7 гамма-излучения, гамма-кванты, испускаемые активированным кислородом, детектируются. Когда импульсный генератор 6 нейтронов выключается, порция раствора будет проходить через зону 11 активации не активируясь. Когда эта неактивированная порция достигнет детектора 7 гамма-излучения, будет обнаружено уменьшение в уровне гамма-излучения. Интервал времени между тем, когда импульсный генератор 6 нейтронов выключается и обнаружением уменьшения уровня гамма-излучения, является временем, за которое неактивированная порция раствора проходит от импульсного генератора 6 нейтронов до детектора 7 гамма-излучения. Далее это время называется временем пробега.
Расстояние d между импульсным генератором 6 нейтронов и детектором 7 гамма-излучения должно быть выбрано так, чтобы оптимизировать обнаружение неактивированной порции. Если расстояние d слишком маленькое, то детектор получает очень большой вклад от активированного кислорода внутри устройства. Хотя это измеряемо и повторяемо, статистическая вариация в уровне может сделать измерение менее точным. С другой стороны, если расстояние d слишком большое, то слишком много времени проходит с того момента, как импульсный генератор выключился, до обнаружения неактивированной порции, что делает обнаружение ненадежным. В общем случае расстояние должно быть выбрано так, чтобы для нормальных скоростей потока, d было меньше чем расстояние, проходимое раствором в кольцевом зазоре за примерно 30 секунд.
Детектор 7 гамма-излучения может быть любым традиционным детектором, используемым в нейтронных/гамма-устройствах. В этом случае, канал регистрации излучения детектора 7 гамма-излучения устанавливается так, чтобы регистрировались гамма-кванты, испущенные активированным кислородом. В качестве альтернативы, детектор 7 гамма-излучения может быть специализированным детектором для гамма-квантов, испущенных активированным кислородом. Скорость раствора в кольцевом зазоре может быть вычислена с использованием времени пробега и известного расстояния d между импульсным генератором 6 нейтронов и детектором 7 гамма-излучения. Следующее Уравнение 1 предназначено для вычисления скорости бурового раствора:
где d есть расстояние между импульсным генератором 6 нейтронов и детектором 7 гамма-излучения, t есть время пробега и Vр есть скорость бурового раствора.
Затем скорость бурового раствора может быть использована для вычисления других скважинных параметров. Одним таким параметром является диаметр или объем скважины. Другим возможным параметром, который может быть вычислен с использованием скорости бурового раствора, является объемная скорость потока бурового раствора.
Следует отметить, что порция бурового раствора, проходящая через зону 11 активации в кольцевом пространстве, может уже проследовать через зону 11 активации во время течения вниз по желобу для бурового раствора (не показан) в инструменте 3. Как правило, это не должно влиять на вышеописанное измерение времени пробега, по меньшей мере, по двум причинам. Во-первых, желоб для бурового раствора имеет намного меньшее сечение потока, чем кольцевой зазор. В результате буровой раствор в желобе для бурового раствора проходит через зону 11 активации внутри бурильной колонны намного быстрее и активируется в значительно меньшей степени. Во-вторых, время полураспада для азота-16 составляет примерно 7,1 секунды. Таким образом, только половина радиоактивного азота-16 останется по истечении 7,1 секунды после активации. За время, пока буровой раствор в желобе протекает к буровой коронке и возвращается к инструменту 3 через кольцевое пространство, большая часть радиоактивности уже распадется.
На Фиг.2 показан схематический вид части инструмента 3, показанного на Фиг.1. Как было отмечено ранее, инструмент 3 содержит импульсный генератор 6 нейтронов и детектор 7 гамма-излучения, разделенные известным расстоянием d. В заданном варианте инструмента 3 он содержит множество схем в дополнение к различным другим генераторам и датчикам в зависимости от его конструкции. Точная конструкция, например, схемы управления и обработки инструмента не связана с настоящим изобретением и поэтому не описывается здесь подробно. Тем не менее, как минимум, должно быть понятно, что инструмент 3 содержит схему 15 управления, приспособленную для активации и деактивации импульсного генератора 6 нейтронов в желаемые моменты времени. Кроме того, как показано в этом примере, схема 15 управления может также управлять детектором 7 гамма-излучения.
Выходной сигнал от детектора 7 гамма-излучения поступает в схему обработки, которая в этом варианте показана просто как процессор 17. Процессор 17 может выполнять, например, вычисление скорости бурового раствора, как задано в уравнении (1) выше. Кроме того, процессор 17 может выполнять различные другие вычисления, как задано в реализациях ниже. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что процессор 17 может быть выделен для функциональности настоящего изобретения или, что более вероятно, может быть процессором общей функциональности для устройства.
Когда процессор 17 завершает желаемое вычисление, процессор выводит результат в запоминающее средство (для последующего извлечения) или в устройство вывода (для передачи на поверхность по коммуникационному каналу). Существуют и известны специалисту в данной области техники различные типы и конфигурации таких устройств. Для целей настоящего описания эти устройства показаны в общем виде, как устройство 19 вывода/хранения.
На Фиг.3 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант настоящего изобретения, описанный выше, для определения времени пробега бурового раствора в окружающей среде. Во-первых, на этапе 201, импульсный генератор нейтронов функционирует, например, как правило, во включенном состоянии. Затем на этапе 202 импульсный генератор нейтронов выключается на период времени, достаточный для того, чтобы позволить порции бурового раствора протечь через зону 11 (Фиг.1) активации, пока импульсный генератор нейтронов выключен. Продолжительность выключения выбирается таким образом, чтобы размер неактивированной порции был достаточным для вызова детектируемого уменьшения в уровне радиоактивности гамма-излучения на детекторе гамма-излучения. На этапе 203 уменьшение в уровне радиоактивности гамма-излучения детектируется на известном расстоянии от импульсного генератора нейтронов. Как было отмечено выше, это может быть выполнено при помощи любого существующего детектора гамма-излучения или при помощи детектора, специализированного для регистрации гамма-квантов, испущенных активированным кислородом. Затем на этапе 204 вычисляется время пробега для прохождения неактивированной порции от импульсного генератора нейтронов до детектора гамма-излучения.
На Фиг.4 показана блок-схема, иллюстрирующая использование времени пробега для определения параметров бурения в соответствии с различными вариантами настоящего изобретения. Во-первых, как было подробно описано выше, импульсный генератор нейтронов используется для маркировки порции раствора на этапе 401, и на этапе 403 измеряется время до того момента, как помеченная порция обнаруживается датчиком гамма-излучения. Это есть время пробега, определенное на этапе 405. Затем время пробега может быть использовано для определения других интересующих параметров. В одном варианте заданное известное расстояние «d» (этап 407) между импульсным генератором нейтронов и детектором гамма-излучения, приведенное выше уравнение (1) могут быть использованы (409) для определения скорости порции раствора или жидкости на этапе 411.
Как было отмечено выше, размер скважины может быть непосредственно измерен при помощи, например, каверномера. Тем не менее, намного более сложно определить размер скважины в процессе бурения. Способ, в соответствии с одной реализацией настоящего изобретения, делает возможным определение размера скважины в процессе бурения. Буровой раствор закачивается в бурильную колонну с известной объемной скоростью потока. Предполагая что буровой раствор несжимаем, что не имеется значительного проникновения бурового раствора в пласт между буровой коронкой и детектором гамма-излучения, что объем устройства известен, и что механическая скорость проходки бурильной колонны или известна или пренебрежимо мала по сравнению с расстоянием «d» (413), объем скважины 2 на расстоянии «d» может быть вычислен с использованием времени пробега. А именно, объем потока в кольцевом зазоре скважины на расстоянии d может быть вычислен произведением объемной скорости (расхода) потока Q и времени пробега t. Известный объем инструмента 3 на расстоянии «d» может быть затем добавлен к объему (415) потока для определения объема на этапе 417 скважины (Vс) на расстоянии «d». Уравнение 2 показывает эту зависимость:
где Vu есть объем каротажного инструмента на расстоянии «d», Q есть объемная скорость потока бурового раствора, определяемая как скорость нагнетания на поверхности, и t есть время пробега.
Объем скважины Vс может, например, быть использован для вычисления среднего диаметра скважины Dс на расстоянии «d». Уравнение для объема цилиндра может быть решено для нахождения диаметра цилиндра, как в уравнении 3:
Некоторые каротонажные инструменты могут содержать датчики, спроектированные для прямого измерения диаметра скважины в процессе бурения. Одним примером такого датчика является ультразвуковой датчик, который определяет диаметр скважины, измеряя время, которое требуется ультразвуковому импульсу на прохождение через буровой раствор от инструмента, отражение от стенки ствола буровой скважины и возвращение к инструменту. Если такой датчик включен в состав инструмента, объем скважины на расстоянии «d» может быть вычислен, исходя из диаметра. Затем вариант настоящего изобретения может быть использован для производства скважинного измерения объемной скорости потока бурового раствора в кольцевом пространстве. А именно, предполагая что объем скважины известен на расстоянии «d», что объем устройства известен, и что механическая скорость проходки или известна или пренебрежимо мала по сравнению с расстоянием «d» (419), из уравнения 2 можно определить объемную скорость (421) потока бурового раствора, как показано в уравнении:
где t есть время пробега, Vс есть объем скважины на расстоянии «d», Vu есть объем инструмента на расстоянии «d», Qр есть объемная скорость потока бурового раствора в области между импульсным генератором нейтронов и детектором гамма-излучения. Хотя объемная скорость потока бурового раствора известна на поверхности, подземное измерение полезно, так как оно предоставляет индикатор потери (423) раствора в пласте.
Описанные выше уравнения предполагают что, механическая скорость проходки (Vnp) бурильной колонны пренебрежимо мала по сравнению с расстоянием «d». В большинстве случаев это предположение обеспечивает хорошие результаты. Тем не менее, как было отмечено выше, способы настоящего изобретения могут быть адаптированы для учета механической скорости проходки бурильной колонны в тех случаях, когда ее нельзя игнорировать.
Механическая скорость проходки может быть учтена посредством уменьшения расстояния между импульсным генератором нейтронов и детектором гамма-излучения на расстояние, проходимое бурильной колонной в процессе измерения времени пробега. Расстояние, проходимое бурильной колонной, равно механической скорости проходки, умноженной на время пробега. Таким образом, уравнение 1 может быть переписано с учетом механической скорости проходки:
где Vnp есть механическая скорость проходки, d есть расстояние между импульсным генератором нейтронов и детектором гамма-излучения, t есть время пробега и Vp есть скорость потока бурового раствора. Подобным образом уравнения 2-4 могут быть адаптированы для учета механической скорости проходки путем замены d на расстояние d-(Vnp×t).
Способ в соответствии с настоящим изобретением также может быть использован в нисходящем направлении, то есть когда буровой раствор двигается вниз по бурильной колонне. Как было описано выше, буровой раствор в желобе для бурового раствора активируется в момент прохождения через зону 11 активации около импульсного генератора 6 нейтронов. Импульсный генератор нейтронов может быть выключен, и результирующее уменьшение активации может быть обнаружено детектором гамма-излучения (не показан), расположенным ниже импульсного генератора 6 нейтронов в инструменте 3. Хотя в этой реализации детектор гамма-излучения должен быть расположен ниже импульсного генератора нейтронов в бурильной колонне, устройство и способы изобретения, описанные выше, не будут как либо еще изменены.
Определение времени пробега бурового раствора в бурильной колонне может быть использовано для калибровки свойств бурового раствора по скважинным условиям. Например, так как внутренний объем желоба для бурового раствора известен, время пробега может быть использовано для получения сжимаемости бурового раствора при данных скважинных условиях. Таким образом, приведенное выше вычисление скорости бурового раствора может использовать эту экспериментально определенную сжимаемость бурового раствора вместо того, чтобы предполагать, что раствор несжимаем.
Хотя настоящее изобретение было описано на примере ограниченного количества реализаций, специалисту в данной области техники, использующему преимущества настоящего раскрытия, должно быть понятно, что могут быть разработаны другие реализации, не выходящие за пределы объема раскрытого здесь изобретения. Например, хотя с целью иллюстрации была рассмотрена активация с использованием импульсного генератора нейтронов, любое устройство активации может быть использовано в пределах объема изобретения. Соответственно объем изобретения ограничивается только нижеследующей формулой.
1. Способ для определения скважинных параметров в окружающей среде, включающий следующие этапы:
активация при помощи устройства (6) активации бурового раствора, протекающего через устройство активации;
выключение устройства (6) активации на время, достаточное для создания неактивированной порции бурового раствора;
обнаружение неактивированой порции бурового раствора на известном расстоянии (d) от устройства (6) активации;
определение времени пробега (t), требующееся неактивированной порции бурового раствора для прохождения расстояния (d).
2. Способ по п.1, дополнительно включающий вычисление скорости бурового раствора по времени пробега (t) и известному расстоянию (d).
3. Способ по п.2, в котором вычисление скорости потока включает использование поправки на механическую скорость бурения.
4. Способ по п.1, дополнительно включающий этап вычисления объема скважины на расстоянии (d) с использованием известной объемной скорости потока на поверхности.
5. Способ по п.4, дополнительно включающий этап вычисления диаметра скважины по объему скважины.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий этап вычисления скважинной объемной скорости потока по времени пробега (t) и известному объему скважины.
7. Способ по любому из пп.1-6, который выполняется с использованием скважинного инструмента для каротажа в процессе бурения.
8. Способ по любому из пп.1-6, в котором раствор, протекающий через устройство активации, течет в направлении поверхности.
9. Способ по любому из пп.1-6, в котором обнаружение неактивированной порции бурового раствора осуществляется с использованием детектора гамма-излучения, расположенного в бурильной колонне на расстоянии d от устройства активации.
10. Способ по п.1, в котором расстояние d выбирается так, чтобы неактивированная порция бурового раствора обнаруживалась в пределах 30 с после ее прохождения через устройство активации.
11. Способ по любому из пп.1-6, в котором буровой раствор, протекающий через устройство активации, протекает наружу инструмента.
12. Инструмент для определения скважинных параметров в окружающей среде, приспособленный для размещения в бурильной колонне и содержащий устройство (6) активации и детектор (7) гамма-излучения, отстоящие друг от друга по оси бурильной колонны на расстояние d, схему управления для выключения устройства (6) активации на время, достаточное для создания неактивированной порции бурового раствора, обтекающего через устройство, и процессор (17), соединенный с детектором (7) гамма-излучения, для определения, когда неактивированная порция бурового раствора обтекает детектор (7) гамма-излучения.
13. Инструмент по п.12, в котором средство обработки приспособлено для определения времени пробега (t), требующееся неактивированной порции бурового раствора для прохождения расстояния (d).
14. Инструмент по п.13, в котором средство обработки приспособлено для вычисления скорости бурового раствора по времени пробега (t) и известному расстоянию (d).
15. Инструмент по п.13, в котором средство обработки приспособлено для вычисления объема скважины на расстоянии (d) с использованием известной объемной скорости потока на поверхности.
16. Инструмент по п.13, в котором средство обработки приспособлено для вычисления диаметра скважины по объему скважины.
17. Инструмент по п.13, в котором средство обработки приспособлено для вычисления скважинной объемной скорости потока по времени пробега (t) и известному объему скважины.
18. Инструмент по любому из пп.12-17, содержащий скважинный инструмент для каротажа в процессе бурения.
