Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией



Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией

 


Владельцы патента RU 2600806:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения. Предложен способ определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, содержащий следующие этапы: обеспечение скважинного прибора, подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент; измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала; подстройка с помощью одного или более процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации; и/или если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния, содержащий следующие стадии: подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала в первый трансформатор; измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала; подстройка с помощью одного или более процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 14 ил.

 

Уровень техники

Скважинные приборы, используемые для геофизической разведки, часто включают датчики для сбора информации об окружающих глубинных материалах. Датчики могут включать датчики, используемые для измерений электрического сопротивления и получения изображений. Форма и размер буровой скважины в геологической формации могут давать ценную информацию, которая может предоставить подробные данные о целостности буровой скважины и наличии геомеханических проблем, таких как повреждение скважины и вымывания. Эта информация может также использоваться в качестве основания при принятии решения на более поздних этапах, например, о закреплении скважины обсадной трубой и цементировании буровой скважины в геологической формации. Более того, измерения (например, измерения электрического сопротивления), выполненные скважинным прибором, могут быть чувствительны к форме и размеру буровой скважины, поэтому точное знание формы и размера буровой скважины может служить основанием для получения более точных измерений. Для измерения расстояния между скважинным прибором и геологической формацией могут использоваться механический и/или акустический кронциркуль и другие устройства. Но такие устройства могут быть неприемлемыми для использования в процессе бурения. Таким образом, желательно, чтобы зазор между поверхностью скважинного прибора и стенкой буровой скважины, проходящей через данную геологическую формацию, был известен, что позволит выполнять более точные измерения геологической формации, в частности, в процессе бурения.

Сущность изобретения

Это изобретение относится к способам и системам определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией.

В частности, здесь представлены варианты воплощения для определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. В некоторых случаях варианты воплощения, представленные здесь, используются для определения зазора, например, скважинного прибора, расположенного в буровой скважине, проходящей через геологическую формацию. Зазор может тогда быть расстоянием между поверхностью скважинного прибора и стенкой буровой скважины, когда, например, канал между скважинным прибором и стенкой ствола буровой скважины заполнен буровым раствором, таким как проводящий буровой раствор (например, раствор на водной основе).

В вариантах воплощения, описанных здесь, зазор может быть определен с использованием системы измерения зазора, имеющей скважинный прибор (например, бурильный прибор, такой как прибор для каротажа в процессе бурения, прибор скважинных измерений в процессе бурения, их комбинация и т.п.), расположенный в буровой скважине, проходящей через геологическую формацию. В некоторых вариантах воплощения компоненты системы измерения зазора (например, электродный компонент и трансформатор) могут подвергаться воздействию от периферийной поверхности скважинного прибора. В тех случаях, когда используется бурильный прибор, он вращается в буровой скважине, а электродный компонент системы измерения зазора занимает различные угловые положения и/или изменяющиеся расстояния/зазоры от стенки ствола буровой скважины. Измерительный цикл может быть повторен при определенном числе положений, когда может быть определен зазор(ы), например, при соответствующих сигнальных данных, получаемых от системы измерения зазора относительно предопределенного смоделированного сигнала прибора.

В частности, в представленных здесь вариантах воплощения описывается два подхода к измерениям, которые могут использоваться для получения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью буровой скважины. Первый подход может использоваться, например, когда зазор между стенкой ствола буровой скважины и скважинным прибором не превышает первого расстояния. В некоторых вариантах воплощения первое расстояние равняется, например, максимум шестикратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента системы измерения зазора, которые будут использоваться для измерения этого зазора.

Второй подход может использоваться, например, когда зазор между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора по меньшей мере равен второму расстоянию или больше его. В некоторых вариантах воплощения второе расстояние равняется, например, по меньшей мере двукратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента системы измерения зазора, которые будут использоваться для измерения зазора и, например, приблизительно до десятикратного расстояния между двумя электродами электродного компонента.

Если зазор между стенкой ствола буровой скважины и скважинным прибором находится в пределах между приблизительно первым расстоянием и приблизительно вторым расстоянием, то в некоторых вариантах воплощения могут использоваться и первый подход, и второй подход. Когда два измерения проводятся в указанном порядке с использованием обоих из первого и второго подходов, то способы и системы, описанные здесь, могут определить, какое измерение использовать, исходя из того, какой подход будет определен как более точный, на основе, например, предопределенного смоделированного сигнала прибора. Таким образом, система измерения зазора, на основе смоделированного сигнала прибора, может определить величину неопределенности в определении зазора при использовании первого подхода и величину неопределенности в определении зазора при использовании второго подхода. Таким образом, система измерения зазора может выбрать между зазором, определенным с использованием первого подхода, и зазором, определенным с использованием второго подхода, исходя из того, у какого подхода меньше величина неопределенности в вычислении.

В вариантах воплощения, представленных здесь, для определения положения электродного компонента, подвергаемого воздействию от поверхности скважинного прибора, по отношению к ориентации скважинного прибора в буровой скважине может использоваться магнитометр. Система измерения зазора, на основе положения электродного компонента, может определить, использовать для определения зазора первый подход или второй подход. Следует принять во внимание, что в вариантах воплощения, представленных здесь, для определения положения электродного компонента могут использоваться и другие подходящие устройства/способы.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может включать некоторое количество электродов, расположенных по окружности вокруг поверхности скважинного прибора. В этих вариантах воплощения измерения могут быть показательными для среднего диаметра буровой скважины. В других вариантах воплощения электродный компонент может включать два или более электродов, расположенных близко друг к другу и подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора.

В некоторых вариантах воплощения расстояние между двумя электродами электродного компонента системы измерения зазора, которые будут использоваться для измерения зазора, может быть определено на основании расстояния от центра одного из этих двух электродов к центру другого из этих двух электродов.

В зависимости от расположения электродов на скважинном приборе измерение(я) может быть чувствительным к электрическому сопротивлению буровому раствору (например, раствору на водной основе и т.п.), электрическому сопротивлению формации, зазору между скважинным прибором и стенкой ствола буровой скважины и/или к контактным сопротивлениям электродов, используемых для измерения(й). Таким образом, существенное изменение в электрическом сопротивлении буровому раствору, электрическом сопротивлении формации, зазоре и/или контактном сопротивлении электродов может привести к соответствующему существенному изменению измерения.

Например, при проведении измерения с использованием первого подхода измерение может быть чувствительным к электрическому сопротивлению буровому раствору или к комбинации электрического сопротивления буровому раствору, электрического сопротивления формации и зазора. Чувствительность может зависеть от положения электродного компонента системы измерения зазора. Таким образом, в зависимости от положения электродного компонента, существенное изменение в электрическом сопротивлении буровому раствору или существенное изменение в комбинации электрического сопротивления буровому раствору, электрического сопротивления формации и зазора может привести к соответствующему существенному изменению измерения.

Кроме того, например, при проведении измерений с использованием второго подхода измерение может быть чувствительным к электрическому сопротивлению буровому раствору, электрическому сопротивлению формации и к зазору. Таким образом, существенные изменения в электрическом сопротивлении буровому раствору, электрическом сопротивлении формации и зазоре могут привести к соответствующим существенным изменениям измерения.

Точность измерения зазора может быть основана на величине отклонения от фактического зазора. Для каждого подхода, как подробнее описано ниже, когда электрическое сопротивление буровому раствору и электрическое сопротивление формации известны или оценены, может быть определен точный зазор. В некоторых вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно двадцатипроцентного отклонения от фактического зазора. В других вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно десятипроцентного отклонения от фактического зазора. В некоторых других вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно пятипроцентного отклонения от фактического зазора.

Электрическое сопротивление буровому раствору может быть измерено с использованием вариантов воплощения, описанных ниже. Однако в некоторых случаях электрическое сопротивление буровому раствору может также быть получено, например, из проб бурового раствора или в отдельном измерении с использованием другой системы измерения, связанной с данным скважинным прибором.

Электрическое сопротивление формации может быть получено с использованием вариантов воплощения, описанных ниже. Но в некоторых случаях электрическое сопротивление формации может также быть получено, например, в отдельном измерении с использованием другой системы измерения, связанной с данным скважинным прибором.

Контактное сопротивление электродов может быть измерено извне к окружающей среде скважины и может служить в качестве входных данных при определении зазора. В некоторых вариантах воплощения смоделированные сигналы прибора получаются с использованием ожидаемого диапазона контактных сопротивлений, и любые измерения, полученные в вариантах воплощения, описанных здесь, сравниваются со смоделированными сигналами прибора, соответствующими выбранному контактному сопротивлению.

В одном аспекте предоставляется способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. Этот способ включает обеспечение скважинного прибора, который включает электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, по меньшей мере один трансформатор, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и по меньшей мере один электронный компонент.

Если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше приблизительно первого расстояния, то этот способ может: подавать с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первый инициирующий электрический сигнал в электродный компонент, измерять с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего сигнала и подстраивать с использованием по меньшей мере одного процессорного модуля первое измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора от поверхности скважинного прибора к поверхности геологической формации. Кроме того, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше приблизительно второго расстояния, то можно подавать с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второй инициирующий электрический сигнал в по меньшей мере один трансформатор, измерять с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второй результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего сигнала и подстраивать с использованием по меньшей мере одного процессорного модуля второе измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора от поверхности скважинного прибора к поверхности геологической формации.

В ином аспекте предоставляется система определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. Скважинный прибор включает электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, по меньшей мере один трансформатор, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и по меньшей мере один электронный компонент.

Если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше приблизительно первого расстояния, то по меньшей мере один из электронных компонентов может подавать первый инициирующий электрический сигнал в один электродный компонент и измерять первый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала. Если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше приблизительно второго расстояния, то по меньшей мере один из электронных компонентов может подавать второй инициирующий электрический сигнал по меньшей мере в один трансформатор и измерять второй результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала.

Система также включает по меньшей мере один процессорный модуль, который может подстраивать первое измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации и/или подстраивать второе измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

В еще одном аспекте предоставляется способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой буровой скважины. Способ включает расположение скважинного прибора в буровой скважине. Скважинный прибор включает электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и по меньшей мере один электронный компонент, расположенный в скважинном приборе. Способ, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не больше приблизительно первого расстояния, дополнительно включает подачу с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент. Кроме того, этот способ включает измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала. Кроме того, способ включает подстройку с использованием по меньшей мере одного процессорного модуля первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения зазора.

В еще одном аспекте предоставляется способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой буровой скважины. Способ включает расположение скважинного прибора в буровой скважине. Скважинный прибор включает электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, по меньшей мере один трансформатор, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и по меньшей мере один электронный компонент. Способ, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не меньше приблизительно второго расстояния, дополнительно включает подачу с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала по меньшей мере в один трансформатор. Кроме того, способ включает измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала. Кроме того, способ включает подстройку с использованием по меньшей мере одного процессорного модуля второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения зазора.

Это краткое изложение предусмотрено для представления выбора понятий, которые далее подробно описаны. Это изложение не предназначено для идентификации главных или существенных особенностей объекта изобретения, а также не предназначено для использования в качестве средства, ограничивающего область применения объекта изобретения.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1A показан схематический чертеж, частично в блочном виде, прибора для скважинных измерений в процессе бурения или прибора для каротажа в процессе бурения в соответствии с одним вариантом воплощения.

На Фиг. 1B показан схематический чертеж бурильного прибора, расположенного в горизонтальной скважине, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 2 показан вид сбоку части скважинного прибора, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 3 показан вид сверху электродной головки, включающей два электрода, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 4 показан вид сверху электродного компонента, включающий питающий электрод и восемь измерительных электродов, пространственно разнесенных для выполнения измерения тока и/или напряжения, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 5 показан один вариант воплощения блок-схемы способа оценки зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации согласно первому подходу.

На Фиг. 6 показан пример графика предопределенного смоделированного сигнала прибора электродной установки, где используется первый подход, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 7 показана диаграмма вычисления зазора, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 8 показан вид сбоку части скважинного прибора, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 9 показан вид сбоку части скважинного прибора, включающего трансформатор, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 10 показан один вариант воплощения блок-схемы способа оценки зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации согласно второму подходу.

На Фиг. 11 показан пример графика предопределенного смоделированного сигнала прибора электродной установки, где используется второй подход, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 12 показана блок-схема способа оценки электрического сопротивления буровому раствору, согласно одному варианту воплощения.

На Фиг. 13 показана блок-схема способа оценки электрического сопротивления формации, согласно одному варианту воплощения.

Подробное описание

Варианты воплощения, представленные здесь, относятся к способам и системам оценки зазора между скважинным прибором и геологической формацией.

Для более глубокого понимания вариантов воплощения ниже в описании даны конкретные подробные сведения. Однако специалистам в данной области понятно, что варианты воплощения могут быть осуществлены без этих конкретных подробных сведений. Например, для большей ясности цепи, системы, способы и другие компоненты в вариантах воплощения могут быть показаны как компоненты в форме блок-схем без излишних деталей. В других примерах для ясности понимания общеизвестные цепи, способы, алгоритмы, конструкции и технологические приемы могут быть показаны без излишних деталей для ясности описания вариантов воплощения изобретения.

К тому же каждый отдельный вариант воплощения может быть описан как процесс, который представляется в виде технологической карты, схемы последовательности операций, диаграммы потока данных, структурной или блочной схемы. Хотя технологическая карта может описывать операции как последовательный процесс, многие из операций могут выполняться параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций может быть иным. Процесс завершится, когда его операции закончены, но могут иметь место дополнительные операции, не включенные в фигуру. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, подпрограмме, части программы и т.п.

Варианты воплощения, представленные здесь, включают способы и системы оценки зазора между скважинным прибором и геологической формацией. В частности, варианты воплощения представлены здесь для оценки зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, например, когда канал между прибором и формацией заполнен буровым раствором, например, раствором на водной основе. Хотя в вариантах воплощения, описанных здесь, показан прибор для скважинных измерений в процессе бурения или каротажа в процессе бурения в виде скважинного прибора, следует понимать, что со способами и системами, описанными здесь, могут использоваться и другие скважинные приборы, такие как инструмент, спускаемый в скважину на канате, инструмент с гибкими насосно-компрессорными трубами малого диаметра, наматываемыми на барабан, испытательный прибор, технологическая оснастка и т.п.

В вариантах воплощения, описанных здесь, зазор может быть определен по электрическим измерениям, выполненным системой измерения зазора, имеющей скважинный прибор (например, бурильный прибор), расположенный в буровой скважине. В некоторых вариантах воплощения компоненты системы измерения зазора (например, электродный компонент и трансформатор) могут подвергаться воздействию от периферийной поверхности скважинного прибора. В случаях использования бурильного прибора, при вращении бурильного прибора в буровой скважине электродный компонент системы измерения зазора занимает различные угловые положения и/или изменяющиеся расстояния/зазоры от стенки ствола буровой скважины. Измерительный цикл может быть повторен с определенным числом положений, при которых зазор(ы) может быть определен совпадением сигнальных данных, получаемых от системы измерения зазора относительно предопределенного смоделированного сигнала прибора. В некоторых вариантах воплощения бурильный прибор представляет собой прибор для каротажа в процессе бурения. В других вариантах воплощения бурильный прибор - это прибор для скважинных измерений в процессе бурения. Кроме того, в некоторых вариантах воплощения бурильный прибор представляет собой комбинацию прибора для каротажа в процессе бурения и прибора для скважинных измерений в процессе бурения.

В частности, в представленных здесь вариантах воплощения описывается два подхода к измерениям, которые могут использоваться для получения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью буровой скважины. Первый подход может использоваться, когда зазор между стенкой ствола буровой скважины и скважинным прибором, например, не больше приблизительно шестикратного расстояния между двумя электродами электродного компонента системы измерения зазора, которые будут использоваться для измерения зазора. Второй подход может использоваться, когда зазор между стенкой ствола буровой скважины и скважинным прибором, например, не меньше приблизительно двукратного расстояния между двумя электродами электродного компонента системы измерения зазора, которые будут использоваться для измерения зазора и, например, больше приблизительно до десятикратного расстояния между двумя электродами электродного компонента.

Когда измерения проводятся с использованием первого подхода, измерение может быть особенно чувствительным к электрическому сопротивлению буровому раствору или к комбинации электрического сопротивления буровому раствору, электрического сопротивления формации и зазора. Когда измерения проводятся с использованием второго подхода, измерение может быть особенно чувствительным к комбинации электрического сопротивления буровому раствору, электрического сопротивления формации и зазора. Как подробнее описано ниже, когда электрическое сопротивление буровому раствору и электрическое сопротивление формации известны или оценены, при каждом подходе может быть определен точный зазор.

На Фиг. 1A показан один вариант воплощения прибора для каротажа в процессе бурения или для скважинных измерений в процессе бурения 100, который включает систему измерения зазора, согласно одному варианту воплощения. В данном контексте и если не указано иное, каротаж в процессе бурения или скважинное измерение в процессе бурения предназначены для сбора каротажа (например, данные об электрическом сопротивлении формации) или измерений (например, данные о давлении в скважине), например, в земной буровой скважине, с буровым долотом и по меньшей мере частью буровой колонны в буровой скважине в процессе бурения, приостановки бурения и/или при спускоподъемной операции. Платформа и буровая вышка 10 могут быть размещены над буровой скважиной B, которая образуется в земле вращательным бурением. Буровая колонна 12 подвешена в буровой скважине B и включает буровое долото 15 на своем нижнем конце. Буровой раствор 26 может содержаться в стволе 27 в земле. Насос 29 качает буровой раствор 26 в буровую колонну 12 через отверстие в поворотном соединении 19 для потока вниз (стрелка 9) через центр буровой колонны 12. Бурильный инструмент/сборка забоя скважины 100, смонтированный в буровой колонне 12, например, около бурового долота 15, может иметь возможности измерения, обработки и хранения информации, а также связи с земной поверхностью. В данном контексте фраза "около бурового долота" означает "в пределах нескольких длин утяжеленной бурильной трубы от бурового долота". Длина утяжеленной бурильной трубы может быть длиной компонента буровой колонны, которая обеспечивает массу на буровом долоте. В некоторых вариантах воплощения несколько длин утяжеленной бурильной трубы могут иметь, например, приблизительно 120 футов (приблизительно 37 метров). Бурильный прибор 100 включает измерительный компонент 125, который подробнее описан ниже.

Измерительный компонент 125 соединен с вышеупомянутой подсистемой приема со скважины 90, которая может быть затем соединена с процессорным модулем 85 и самописцем 45. Измерения, полученные измерительным компонентом 125, могут, таким образом, быть посланы в процессорный модуль 85 для определения зазора между бурильным прибором 100 и стенкой ствола буровой скважины. Бурильный прибор 100 с измерительным компонентом 125, скомбинированный с процессорным модулем 85, может быть системой измерения зазора. Понятно, что для связи с поверхностью земли могут использоваться различные акустические или другие технические средства. В этом примере измерения зазора посылаются на поверхность земли для обработки, хранения и/или отображения. Следует принять во внимание, что измерения зазора могут также быть обработаны в скважине с помощью, например, одного или более скважинных процессоров, а результаты могут быть сохранены на носителе данных для дальнейшего использования или отправки на поверхность с целью дальнейшего анализа.

Как показано на Фиг. 1A, бурильный прибор может находиться в наземной буровой установке. Следует понимать, что из наземной буровой установки или морской платформы могут также быть развернуты другие скважинные инструменты (например, на канате, гибких насосно-компрессорных трубах малого диаметра, наматываемых на барабан, испытательный прибор, технологическая оснастка или их комбинация и т.п.).

Хотя бурильный прибор 100 на Фиг. 1A подвешивается вертикально в вообще вертикально сформированной буровой скважине B, на Фиг. 1B показан бурильный прибор 150, расположенный горизонтально в вообще горизонтально сформированной буровой скважине 155. В этих вариантах воплощения вследствие силы тяжести бурильный прибор 150 может быть расположен около нижней стороны горизонтальной скважины 155. Соответственно, в некоторых вариантах воплощения, поскольку бурильный прибор 150 вращается в буровой скважине 155, когда электродный компонент 165 измерительного компонента 160 подвергается воздействию от поверхности бурильного прибора 150 вблизи нижней стороны вообще горизонтальной скважины 155, может быть получено измерение с использованием первого подхода, откуда затем может быть определен зазор. Кроме того, в некоторых вариантах воплощения, когда электродный компонент 165 измерительного компонента 160 подвергается воздействию от поверхности бурильного прибора 160 вблизи верхней стороны вообще горизонтальной скважины 165, может быть получено измерение с использованием второго подхода, откуда могут быть определены зазор и/или электрическое сопротивление буровому раствору.

На Фиг. 2 показан вид сбоку части бурильного прибора 200, где представлена часть измерительного компонента 205 согласно одному варианту воплощения. Измерительный компонент 205 включает электродный компонент 210 и электронный компонент 220. Электронный компонент 220 в рабочем порядке связан с электродным компонентом 210 и может быть расположен в бурильном приборе 200 или на поверхности земли. Электродный компонент 210 на Фиг. 2 включает четыре концентрических электрода 215a, 215b, 215c и 215d, например, в конфигурации электродной головки. В одном варианте воплощения электроды 215b и 215c являются измерительными электродами, а электроды 215a и 215d являются питающими электродами. Измерительный компонент 205 может также включать один или более трансформаторов (не показаны), дополнительные электронные компоненты (не показаны) и один или более процессорных модулей (не показаны). В этом варианте воплощения расстояние между двумя измерительными электродами 215b и 215c равняется обычно одной десятой дюйма (0,25 см). В других вариантах воплощения расстояние между двумя измерительными электродами может быть выбрано в зависимости от конкретного применения.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент 210 может включать два электрода. На Фиг. 3 показан вид сверху двухэлектродной головки 300, которая включает электроды 311a и 311b, согласно одному варианту воплощения. Хотя электроды 215a-d имеют форму концентрических эллиптических колец, а электроды 311a-b - круговых колец, в других вариантах воплощения электроды могут иметь другие формы, такие как прямоугольные кольца, кольца неправильной формы и т.п. Кроме того, в некоторых других вариантах воплощения электроды могут быть замещены двумя или более электродами, которые не являются концентрическими, но все же подготовлены для выполнения измерения напряжения и/или тока.

Например, на Фиг. 4 показан вид сверху электродного компонента 400, который включает питающий электрод 411a и восемь измерительных электродов 411b, которые пространственно разнесены для выполнения измерения напряжения и/или тока.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может охватывать всю окружность вокруг поверхности скважинного прибора. В этих вариантах воплощения измерения могут быть чувствительны к среднему зазору буровой скважины и ввиду этого - к среднему диаметру буровой скважины. В других вариантах воплощения электродный компонент может включать два или более электродов, расположенных близко друг к другу и подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора.

На Фиг. 5 показана блок-схема 500 стадий способа оценки зазора между поверхностью скважинного прибора (например, бурильного прибора) и поверхностью геологической формации (например, стенки ствола буровой скважины), согласно первому подходу. Способ, показанный на Фиг. 5, может использоваться, например, системой измерения зазора, которая включает, например, измерительный компонент 205. В первом подходе может быть определен зазор, если предполагается, что расстояние между поверхностями геологической формации и скважинного прибора будет не больше приблизительно первого расстояния. В измерительном компоненте 205 первое расстояние может равняться приблизительно шестикратному расстоянию между двумя измерительными электродами 215b и 215c электродного компонента 210.

Например, когда скважинный прибор расположен в вообще горизонтальной скважине, а диаметры скважинного прибора и буровой скважины составляют приблизительно 5 дюймов (12,7 см) и приблизительно 6 1/8 дюйма (15,6 см) соответственно, то максимальный ожидаемый зазор, например, когда электродный компонент 210 направлен к верхней стороне стенки ствола буровой скважины, может быть приблизительно 1 1/4 дюйма (3,2 см) при условии, что электрод немного утоплен приблизительно на 1/8 дюйма (0,3 см) относительно диаметра прибора. Минимальный ожидаемый зазор, например, когда электродный компонент 210 направлен к нижней стороне стенки ствола буровой скважины, может быть приблизительно 1/8 дюйма (0,3 см). Соответственно, если расстояние между двумя измерительными электродами 215b и 215c электродного компонента 210 равняется около одной десятой дюйма (0,25 см), то точный зазор может быть определен, например, даже когда электродный компонент 210 не совсем точно направлен в нижнюю сторону стенки ствола буровой скважины.

Точность измерения зазора может быть основана на величине отклонения от фактического зазора. В некоторых вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно двадцатипроцентного отклонения от фактического зазора. В других вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно десятипроцентного отклонения от фактического зазора. В некоторых других вариантах воплощения зазор может быть определен с точностью меньше приблизительно пятипроцентного отклонения от фактического зазора.

Способ начинается на стадии 510, где электронный компонент подает первый инициирующий электрический сигнал в электродный компонент, имеющий два или более электродов. В некоторых вариантах воплощения первый инициирующий электрический сигнал - это напряжение, прикладываемое между двумя электродами электродного компонента. В других вариантах воплощения первый инициирующий электрический сигнал может быть токовым сигналом.

На стадии 520 электронный компонент измеряет первый результирующий электрический сигнал, сгенерированный в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала на электродном компоненте для получения первого измерения. Например, если первый инициирующий электрический сигнал является напряжением, прикладываемым между двумя питающими электродами электродного компонента, то первый результирующий электрический сигнал может быть током, измеряемым в измерительном электроде электродного компонента. Если первый инициирующий электрический сигнал является током, протекающим в питающем электроде электродного компонента, то первый результирующий электрический сигнал может быть напряжением, измеряемым между двумя измерительными электродами электродного компонента.

На стадии 530 первое измерение посылается в процессорный модуль, такой как процессорный модуль 85 на Фиг. 1 или в процессорный модуль, расположенный в скважинном приборе. На стадии 540 процессорный модуль подстраивает первое измерение к предопределенному смоделированному сигналу прибора для определения зазора между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора. В некоторых вариантах воплощения процессорный модуль определяет смоделированный сигнал прибора на основе ожидаемого или измеренного значения контактного сопротивления электродов электродного компонента и измеренных или ожидаемых значений электрического сопротивления буровому раствору и электрического сопротивления формации. Смоделированный сигнал прибора может также быть получен с помощью компьютерного моделирования. Специалистам в данной области понятно, как использовать компьютерное моделирование для получения смоделированного сигнала прибора. Для определения зазора в некоторых вариантах воплощения процессорный модуль подстраивает первое измерение к предопределенному смоделированному сигналу прибора с помощью способа интерполяции. В других вариантах воплощения процессорный модуль подстраивает первое измерение к предопределенному смоделированному сигналу прибора с помощью процесса инверсии данных. Специалистам в данной области понятно, как использовать способ инверсии данных для подстройки первого измерения к предопределенному смоделированному сигналу прибора.

Когда, например, электродный компонент включает два питающих электрода и два измерительных электрода, то электронный компонент может подать первый инициирующий электрический сигнал между этими двумя питающими электродами и на двух измерительных электродах может быть измерен первый результирующий электрический сигнал.

Когда, например, электродный компонент включает один питающий электрод и один измерительный электрод, то электронный компонент может подать первый инициирующий электрический сигнал между питающим электродом и измерительным электродом, и на измерительном электроде может быть измерен первый результирующий электрический сигнал.

В некоторых вариантах воплощения первое измерение - это электропроводимость, получаемая делением первого результирующего электрического сигнал на первый инициирующий электрический сигнал, когда первый результирующий электрический сигнал - это ток, измеряемый на измерительном электроде электродного компонента, а первый инициирующий электрический сигнал - это напряжение, прикладываемое между двумя питающими электродами электродного компонента; или делением первого инициирующего электрического сигнала на первый результирующий электрический сигнал, когда первый результирующий электрический сигнал - это напряжение, измеряемое между двумя измерительными электродами, а первый инициирующий электрический сигнал - это ток, подаваемый в питающий электрод электродного компонента.

На Фиг. 6 показан один пример смоделированного сигнала прибора, нанесенного на график 600. Горизонтальная ось 610 представляет собой электрическое сопротивление формации Rt, нормализованное электрическим сопротивлением буровому раствору Rm. Вертикальная ось 620 представляет собой первое измерение, определенное с использованием первого подхода, например, на стадии 520 на Фиг. 5. В этом варианте воплощения полученное первое измерение - это электропроводимость S. Каждая из моделируемых кривых 630a-g соответственно представляет различный зазор (D1-D7) между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. Когда электропроводимость S и электрическое сопротивление формации, нормализованное электрическим сопротивлением буровому раствору Rt/Rm, известны или определены, то с помощью графика 600 зазор может быть интерполирован. Например, если измеренная электропроводимость S равняется Y1, а коэффициент Rt/Rm равняется X1, то зазор может быть определен как расстояние около D7, представленное на кривой 630a (см. незаштрихованный кружок). Измерения для определения электрического сопротивления формации и электрического сопротивления буровому раствору более подробно описаны ниже.

На Фиг. 7 показана схема 700 вычисления зазора, указывающая на точность определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации при использовании первого подхода. В этом варианте воплощения скважинный прибор расположен в вообще горизонтальной скважине. Вертикальные и горизонтальные оси представляют расстояния от центра скважинного прибора. Линия 710 скважинного прибора представляет внешнюю поверхность скважинного прибора, такого как бурильный прибор 100. Линия 720 представляет уменьшенную внешнюю поверхность скважинного прибора, где электродный компонент может подвергаться воздействию. Зазорные кольца 730 представляют зазоры, определенные с помощью первого подхода, и включают отрезки погрешности 735, указывающие на величину неопределенности измерений зазора. Эллипсоидная приближенная кривая 740 может быть предоставлена для определения формы всей буровой скважины. Как видно на Фиг. 7, при больших зазорах между линией 710 скважинного прибора и эллипсоидной приближенной кривой 740 (например, когда расстояние между внешней поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины, например, не меньше приблизительно двукратного расстояния между двумя измерительными электродами электродного компонента системы измерения зазора) вычисленные зазорные кольца 730 могут включать более значительные отрезки 735 погрешности для указания на увеличенные величины неопределенности в зазоре. При меньших зазорах между линией 710 скважинного прибора и эллипсоидной приближенной кривой 740 (например, когда расстояние между внешней поверхностью бурильного прибора и стенкой ствола буровой скважины не больше приблизительно шестикратного расстояния между двумя измерительными электродами электродного компонента системы измерения зазора) вычисленные зазорные кольца 730 могут включать меньшие отрезки 735 погрешности для указания, что может быть определен более точный зазор.

Например, в точке A1 на эллипсоидной приближенной кривой 740 относительно малый зазор между внешней поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины. В точке A2 на эллипсоидной приближенной кривой 740 зазор между наружной поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины относительно большой. Соответственно, при использовании первого подхода отрезок 735 погрешности в точке A1 может быть меньше отрезка 735 погрешности в точке A2.

Точность измерения зазора может быть основана на величине отклонения от фактического зазора. В некоторых вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием первого подхода с точностью меньше приблизительно двадцатипроцентного отклонения от фактического зазора. В других вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием первого подхода с точностью меньше приблизительно десятипроцентного отклонения от фактического зазора. В некоторых других вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием первого подхода с точностью меньше приблизительно пятипроцентного отклонения от фактического зазора.

На Фиг. 8 показан вид сбоку части скважинного прибора 800, где представлена часть измерительного компонента согласно одному варианту воплощения. Система измерения зазора включает электродный компонент 810, электронный компонент 820 и несколько трансформаторов 830a-e. Электронный компонент 820 в рабочем порядке связан с электродным компонентом 810 и расположен в скважинном приборе 800. Электродный компонент 810 на Фиг. 8 включает четыре концентрических электрода, например, в конфигурации электродной головки, подобной электродному компоненту 210, показанному на Фиг. 2.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент 810 может включать два питающих электрода и два измерительных электрода. В этом случае второй результирующий электрический сигнал может быть измерен на одном из измерительных электродов. В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может включать один питающий электрод и один измерительный электрод. В этом случае второй результирующий электрический сигнал может быть измерен на измерительном электроде.

В других вариантах воплощения электродный компонент 810 может включать два концентрических электрода, таких как показанные на Фиг. 3. Кроме того, хотя электроды в электродном компоненте 810 имеют форму концентрических эллиптических колец, в других вариантах воплощения электроды могут иметь другие формы, такие как прямоугольные кольца, круговые кольца, кольца неправильной формы и т.п. Кроме того, как показано на Фиг. 4, в некоторых других вариантах воплощения электроды могут быть замещены двумя или более физически отдельными электродами, которые не являются концентрическими, но пространственно разнесены для выполнения измерения напряжения и/или тока.

В этом варианте воплощения каждый из трансформаторов 830a-e может быть, например, тороидальной формы и иметь металлический сердечник с навитым вокруг него проводом (не показан). Электронный компонент 820 может приводить в действие каждый из трансформаторов 830a-e. В частности, электронный компонент 820 прикладывает напряжение на провод (или подает в него ток), навитый вокруг металлического сердечника, который генерирует магнитное поле в металлическом сердечнике. Ведомый трансформатор 830a-e может соответственно функционировать, например, как первичная часть трансформатора. Поэтому скважинный прибор 800, буровой раствор и геологическая формация могут функционировать, например, как вторичная часть трансформатора, имеющего одновитковую обмотку. Соответственно, на скважинном приборе 800 могут быть легко установлены один или более трансформаторов.

Когда напряжение прикладывается (или подается ток) к одному из трансформаторов 830a-e (например, к “активированному трансформатору”), то напряжение прикладывается между двумя частями скважинного прибора 800 по обе стороны активированного трансформатора. Разные напряжения могут создавать осевой ток и множество радиальных токов вдоль скважинного прибора 800. Например, как показано на Фиг. 9, осевой ток 950 проходит по поверхности скважинного прибора 900, а несколько радиальных токов, включая радиальный ток 960, поступает из скважинного прибора 900 из одной стороны 940 трансформатора 930 в буровой раствор и формацию, а затем возвращается к скважинному прибору 900 на противоположной стороне 920 трансформатора 930. Радиальный ток 960 поступает в скважинный прибор 900 по электродному компоненту 910. Электронный компонент 970, который в рабочем порядке соединен с электродным компонентом 910, может тогда измерять ток 960, проходящий по электродному компоненту 910. В некоторых вариантах воплощения электродный компонент 910 может быть одиночным электродом и иметь любую форму. В некоторых вариантах воплощения электродный компонент 910 может быть кольцом вокруг периферии скважинного прибора 900. Как показано на Фиг. 9, чем далее электродный компонент 910 помещается от трансформатора 930, тем глубже ток 960 может проникать в формацию. Соответственно, когда электродный компонент 910 располагается близко к трансформатору 930, то чувствительность и к электрическому сопротивлению буровому раствору, и к зазору может быть увеличена. С увеличением расстояния между электродным компонентом 910 и трансформатором 930 чувствительность к электрическому сопротивлению формации относительно зазора и электрического сопротивления буровому раствору возрастает.

На Фиг. 10 показана блок-схема 1000 стадий способа оценки зазора между поверхностью скважинного прибора (например, бурильный прибор) и поверхностью геологической формации (например, стенка ствола буровой скважины), согласно второму подходу. Способ, показанный на Фиг. 10, может использоваться, например, системой измерения зазора, которая включает, например, измерительный компонент, показанный на Фиг. 8 и/или 9. Во втором подходе зазор может быть определен точно с помощью получения второго измерения, чувствительного к комбинации электрического сопротивления формации, электрического сопротивления буровому раствору и зазора между скважинным прибором и геологической формацией.

Способ начинается нам стадии 1010, где электронный компонент подает второй инициирующий электрический сигнал в трансформатор, который расположен на месте на скважинном приборе, отстоящем от электродного компонента так, что второе измерение чувствительно к комбинации электрического сопротивления формации, электрического сопротивления буровому раствору и зазора между скважинным прибором и геологической формацией. В некоторых вариантах воплощения второй инициирующий электрический сигнал является напряжением, прикладываемым к трансформатору. В других вариантах воплощения второй инициирующий электрический сигнал может быть током, подаваемым в трансформатор.

На стадии 1020 электронный компонент измеряет второй результирующий электрический сигнал, сгенерированный в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала, в электродном компоненте для получения второго измерения. В некоторых вариантах воплощения второе измерение является электрическим сопротивлением, чувствительным к комбинации зазора, электрического сопротивления буровому раствору и электрического сопротивления формации. В некоторых вариантах воплощения второй результирующий электрический сигнал может быть током, измеряемым на электроде электродного компонента.

На стадии 1030 второе измерение посылается в процессорный модуль, такой как процессорный модуль 85 на Фиг. 1 или процессорный модуль, расположенный в скважинном приборе. На стадии 1040 процессорный модуль подстраивает второе измерение ко второму предопределенному смоделированному сигналу прибора для определения зазора между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора, где расположен электродный компонент. В некоторых вариантах воплощения процессорный модуль для определения зазора подстраивает второе измерение к предопределенному смоделированному сигналу прибора с помощью процесса интерполяции. В некоторых вариантах воплощения процессорный модуль определяет смоделированный сигнал прибора на основе ожидаемого или измеренного значения контактного сопротивления электродов электродного компонента и измеренного или ожидаемого значения электрического сопротивления буровому раствору. Смоделированный сигнал прибора может также быть получен с помощью компьютерного моделирования. В других вариантах воплощения процессорный модуль подстраивает второе измерение к предопределенному смоделированному сигналу прибора с помощью способа инверсии данных.

На Фиг. 11 показан один пример смоделированного сигнала прибора, нанесенного на график 1100. Горизонтальная ось 1110 представляет второе измерение Ra, полученное с использованием второго подхода (определенного, например, в 1020), нормализованного электрическим сопротивлением буровому раствору Rm. Вертикальная ось 1120 представляет электрическое сопротивление формации Rt, нормализованное вторым измерением Ra. Каждая из моделируемых кривых 1130a-g представляет различный зазор (D1-D7) между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации. Когда измеренное электрическое сопротивление Ra, электрическое сопротивление формации Rt и электрическое сопротивление буровому раствору Rm известно или определено, то с помощью графика 1100 зазор может быть интерполирован. Например, если соотношение Rt/Ra равняется Y2, а соотношение Ra/Rm является X2, то зазор может быть определен как расстояние около D4, представленное на кривой 1130d (см. незаштрихованный кружок).

Точность измерения зазора может быть основана на величине отклонения от фактического зазора. В некоторых вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием второго подхода с точностью меньше приблизительно двадцатипроцентного отклонения от фактического зазора. В других вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием второго подхода с точностью меньше приблизительно десятипроцентного отклонения от фактического зазора. В некоторых других вариантах воплощения зазор может быть определен с использованием второго подхода с точностью меньше приблизительно пятипроцентного отклонения от фактического зазора.

В некоторых вариантах воплощения, если предполагается, что зазор будет, например, не больше приблизительно первого расстояния и, например, не меньше приблизительно второго расстояния, для определения зазора могут использоваться и первый подход, и второй подход. В этих случаях система измерения зазора может определить, какой подход более точный, на основе, например, предопределенного смоделированного сигнала прибора. Таким образом, на основе предопределенного смоделированного сигнала прибора система измерения зазора может определить величину неопределенности в определении зазора с использованием первого подхода и величину неопределенности в определении зазора с использованием второго подхода. Таким образом, система измерения зазора может выбрать между зазором, определенным с использованием первого подхода, и зазором, определенным с использованием второго подхода, исходя из того, у какого подхода меньше величина неопределенности в вычислении.

В некоторых вариантах воплощения для определения положения электродного компонента, подвергаемого воздействию от поверхности скважинного прибора относительно ориентации скважинного прибора в буровой скважине, может использоваться магнитометр. Следует принять во внимание, что в вариантах воплощения, представленных здесь, для определения положения электродного компонента могут использоваться и другие подходящие устройства/способы.

Измерения для определения электрического сопротивления формации и электрического сопротивления буровому раствору теперь описываются более подробно. Как описано выше, для получения зазора с использованием первого подхода либо второго подхода может оказаться полезным определение электрического сопротивления буровому раствору Rm и/или электрического сопротивления формации Rt. Электрическое сопротивление буровому раствору может быть измерено с использованием вариантов воплощения, описанных ниже со ссылкой на Фиг. 12. Но в некоторых вариантах воплощения электрическое сопротивление буровому раствору может также быть получено, например, из проб бурового раствора или в отдельном измерении, полученном отдельной системой измерения скважинного прибора.

Точно так же электрическое сопротивление формации может быть получено с использованием вариантов воплощения, описанных ниже со ссылкой на Фиг. 13. Но в некоторых вариантах воплощения электрическое сопротивление формации может также быть получено, например, как отдельное измерение, полученное отдельной системой измерения, прибором или устройством, которые могут быть, а могут и не быть частью скважинного прибора. При некоторых обстоятельствах электрическое сопротивление буровому раствору и электрическое сопротивление формации определяются из одного и того же измерения.

На Фиг. 12 показана блок-схема 1200 стадий способа оценки электрического сопротивления буровому раствору. Способ, показанный на Фиг. 12, может использоваться, например, системой измерения зазора, которая включает, например, измерительный компонент 205. Во втором подходе электрическое сопротивление буровому раствору может быть определено точно, если предполагается, что расстояние между поверхностями геологической формации и скважинного прибора будет не меньше приблизительно второго расстояния. В компоненте 205 второе расстояние может равняться, например, приблизительно двукратному расстоянию между двумя измерительными электродами 215b и 215c электродного компонента 210.

Способ начинается на стадии 1210, где электронный компонент подает третий инициирующий электрический сигнал в электродный компонент. В некоторых вариантах воплощения третий инициирующий электрический сигнал - это напряжение, прикладываемое между двумя электродами электродного компонента. В других вариантах воплощения третий инициирующий электрический сигнал может быть токовым сигналом.

На стадии 1220 электронный компонент измеряет третий результирующий электрический сигнал, сгенерированный в результате подачи третьего инициирующего электрического сигнала, в электродном компоненте для получения третьего измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению буровому раствору между скважинным прибором и геологической формацией. Например, когда третий инициирующий электрический сигнал - это напряжение, прикладываемое между двумя питающими электродами электродного компонента, то третий результирующий электрический сигнал является током, измеряемым на измерительном электроде электродного компонента. Когда третий инициирующий электрический сигнал является током, протекающим в питающем электроде электродного компонента, то третий результирующий электрический сигнал - это напряжение, измеренное между двумя измерительными электродами электродного компонента.

На стадии 1230 третье измерение посылается в процессорный модуль, такой как, например, процессорный модуль 85 на Фиг. 1 или процессорный модуль, расположенный в скважинном приборе. На стадии 1240 процессорный модуль преобразовывает третье измерение в электрическое сопротивление буровому раствору. В некоторых вариантах воплощения процессорный модуль преобразовывает третье измерение в электрическое сопротивление буровому раствору с использованием переводного коэффициента, который может быть определен с помощью математического моделирования. Специалистам в данной области понятно, как использовать математическое моделирование с целью определения переводного коэффициента для преобразования третьего измерения в электрическое сопротивление буровому раствору.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может включать два питающих электрода и два измерительных электрода. В этих вариантах воплощения электронный компонент может подавать третий инициирующий электрический сигнал между этими двумя питающими электродами. В других вариантах воплощения электродный компонент может включать один питающий электрод и один измерительный электрод. В этих вариантах воплощения электронный компонент может подавать третий инициирующий электрический сигнал между питающим электродом и измерительным электродом.

В тех вариантах воплощения, где электродный компонент включает два питающих электрода и два измерительных электрода, третий результирующий электрический сигнал может быть измерен в одном или обоих из двух измерительных электродов. В тех вариантах воплощения, где электродный компонент включает один питающий электрод и один измерительный электрод, третий результирующий электрический сигнал измеряется на измерительном электроде.

В некоторых вариантах воплощения третье измерение - это электрическое сопротивление, получаемое делением третьего инициирующего электрического сигнала на третий результирующий электрический сигнал, когда третий результирующий электрический сигнал является током, измеренным, например, на измерительном электроде электродного компонента, а третий инициирующий электрический сигнал является напряжением, прикладываемым между, например, двумя питающими электродами электродного компонента; или делением третьего результирующего электрического сигнала на третий инициирующий электрический сигнал, когда третий результирующий электрический сигнал является напряжением, измеренным между, например, двумя измерительными электродами электродного компонента, а третий инициирующий электрический сигнал является током, протекающим в питающем электроде электродного компонента.

На Фиг. 13 показана блок-схема 300 стадий способа оценки электрического сопротивления формации. Способ, показанный на Фиг. 13, может использоваться, например, системой измерения зазора, показанной на Фиг. 8. В этих вариантах воплощения электрическое сопротивление формации может быть точно определено путем получения четвертого измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению формации относительно электрического сопротивления буровому раствору и зазора между скважинным прибором и геологической формацией.

Способ начинается на стадии 1310, где электронный компонент подает четвертый инициирующий электрический сигнал в трансформатор, расположенный в месте на скважинном приборе и отстоящий от электродного компонента, расположенного на скважинном приборе так, что четвертое измерение чувствительно к электрическому сопротивлению формации относительно электрического сопротивления буровому раствору и зазора между скважинным прибором и стенкой ствола буровой скважины. В некоторых вариантах воплощения четвертый инициирующий электрический сигнал является напряжением, прикладываемым к трансформатору. В других вариантах воплощения этот инициирующий электрический сигнал может быть током, подаваемым в трансформатор.

На стадии 1320 электронный компонент измеряет в электродном компоненте четвертый результирующий электрический сигнал, сгенерированный в результате подачи четвертого инициирующего электрического сигнала, для получения четвертого измерения. В некоторых вариантах воплощения четвертое измерение - это электрическое сопротивление, чувствительное к электрическому сопротивлению формации. В некоторых вариантах воплощения четвертый результирующий электрический сигнал может быть током, измеряемым на электроде электродного компонента.

На стадии 1330 четвертое измерение посылается в процессорный модуль, такой как процессорный модуль 85 на Фиг. 1 или процессорный модуль, расположенный в скважинном приборе. На стадии 1340 процессорный модуль преобразовывает четвертое измерение в сопротивление формации. В некоторых вариантах воплощения процессорный модуль преобразовывает четвертое измерение в сопротивление формации с использованием переводного коэффициента, который может быть определен при помощи математического моделирования.

В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может включать два питающих электрода и два измерительных электрода. В этом случае четвертый результирующий электрический сигнал может быть измерен в одном или в обоих из двух измерительных электродов. В некоторых вариантах воплощения электродный компонент может включать один питающий электрод и один измерительный электрод. В этом случае четвертый результирующий электрический сигнал измеряется на измерительном электроде.

Хотя варианты воплощения на Фиг. 2-7 и 12 описаны отдельно от вариантов воплощения на Фиг. 8-11 и 13, специалистам в данной области понятно, что возможна комбинация измерений и данных, полученных в этих вариантах воплощения как желаемая и/или требуемая для конкретного применения.

Любой из представленных ниже способов по пунктам 1-9 может быть комбинирован с любой из систем по пунктам 10-19.

1. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, содержащий обеспечение скважинного прибора, включающего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов и, если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния, содержащий следующие стадии:

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент;

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала;

подстройку с помощью одного или более процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации; и/или

если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния, содержащий следующие стадии:

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала в первый трансформатор;

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала;

подстройка с помощью одного или более процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

2. Способ по пункту 1, в котором первое расстояние не больше шестикратного расстояния между двумя электродами электродного компонента, а второе расстояние не меньше двукратного расстояния между двумя электродами электродного компонента.

3. Способ по пункту 1 или 2, который, если предполагается, что зазор будет не больше первого расстояния и не меньше второго расстояния, дополнительно содержит определение величины неопределенности в первом зазоре и величины неопределенности во втором зазоре, и выбор между первым зазором и вторым зазором, исходя из величины неопределенности, определенной в первом зазоре, и величины неопределенности, определенной во втором зазоре.

4. Способ по любому из предшествующих пунктов, который дополнительно содержит следующие стадии:

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов третьего электрического инициирующего сигнала в электродный компонент, если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния;

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов третьего результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения третьего измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению бурового раствора, находящегося между скважинным прибором и поверхностью геологической формации, причем третий результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи третьего инициирующего электрического сигнала; и

подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей третьего измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации и/или подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей третьего измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

5. Способ по любому из предшествующих пунктов, который дополнительно содержит следующие стадии:

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов четвертого инициирующего электрического сигнала во второй трансформатор;

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов четвертого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения четвертого измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению формации, причем четвертый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи четвертого инициирующего электрического сигнала; и

подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей четвертого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации и/или подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей четвертого измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора и подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора соответственно содержит применение способа инверсии данных, приспособленного для уменьшения отклонения между первым измерением и первым смоделированным сигналом прибора и для уменьшения отклонения между вторым измерением и вторым смоделированным сигналом прибора.

7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент содержит приложение напряжения между двумя питающими электродами электродного компонента, при этом измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока между двумя измерительными электродами электродного компонента, и измерение с использованием по меньшей мере одного электронного компонента второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока с использованием по меньшей мере одного из двух измерительных электродов электродного компонента.

8. Способ по любому из пунктов 1-6, в котором подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент содержит приложение напряжения между питающим электродом и измерительным электродом электродного компонента, измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока в измерительном электроде, и измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока в измерительном электроде.

9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором скважинный прибор является прибором для каротажа в процессе бурения, прибором скважинных измерений в процессе бурения или их комбинацией.

10. Система определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, содержащая скважинный прибор, содержащий электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов, приспособленных, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния, подавать первый инициирующий электрический сигнал в электродный компонент, и измерять первый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала, и/или, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния, подавать второй инициирующий электрический сигнал в по меньшей мере один из трансформаторов, и измерять второй результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала, один или более процессорных модулей, приспособленных подстраивать первое измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, и/или подстраивать второе измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

11. Система по пункту 10, в которой первое расстояние равно шестикратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента, а второе расстояние равно двукратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента.

12. Система по пункту 10 или 11, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей приспособлен, если предполагается, что зазор будет не больше первого расстояния и не меньше второго расстояния, определять величину неопределенности в первом зазоре и величину неопределенности во втором зазоре, и выбирать между первым зазором и вторым зазором, исходя из величины неопределенности, определенной в первом зазоре, и величины неопределенности, определенной во втором зазоре.

13. Система по любому из пунктов 10-12, в которой по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен подавать третий инициирующий электрический сигнал в электродный компонент, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше двукратного расстояния между двумя электродами электродного компонента, и измерять третий результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения третьего измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению бурового раствора, находящегося между скважинным прибором и геологической формацией, причем третий результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи третьего инициирующего электрического сигнала, и при этом по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен подстраивать третье измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора и/или подстраивать третье измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора.

14. Система по любому из пунктов 10-13, в которой по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен подавать четвертый инициирующий электрический сигнал во второй трансформатор, и измерять четвертый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения четвертого измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению формации, причем четвертый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи четвертого инициирующего электрического сигнала, при этом по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен подстраивать третье измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора и/или подстраивать третье измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора.

15. Система по любому из пунктов 10-14, в которой электродный компонент содержит два питающих электрода и два измерительных электрода, причем два измерительных электрода являются концентрическими и частью электродной головки, по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен прикладывать напряжение между двумя питающими электродами электродного компонента для подачи первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, измерять ток между двумя измерительными электродами электродного компонента для измерения первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте, и измерять ток в одном из двух измерительных электродов электродного компонента для измерения второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте.

16. Система по любому из пунктов 10-14, в которой электродный компонент содержит питающий электрод и измерительный электрод, при этом по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен прикладывать напряжение между питающим электродом и измерительным электродом электродного компонента для подачи первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, измерять ток в измерительном электроде для измерения первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте и измерять ток в измерительном электроде для измерения второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте.

17. Система по любому из предшествующих пунктов, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен применить способ инверсии данных для уменьшения отклонения между первым измерением и первым смоделированным сигналом прибора и для уменьшения отклонения между вторым измерением и вторым смоделированным сигналом прибора.

18. Система по любому из предшествующих пунктов, в которой скважинный прибор является прибором для каротажа в процессе бурения, прибором скважинных измерений в процессе бурения или их комбинацией.

19. Система по любому из предшествующих пунктов, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей находится на поверхности над геологической формацией.

20. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины, содержащий следующие стадии:

расположение в буровой скважине скважинного прибора, содержащего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов, расположенных в скважинном приборе;

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния,

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала, и

подстройка с использованием одного или более процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения зазора.

21. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины, содержащий следующие стадии:

расположение в буровой скважине скважинного прибора, содержащего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов;

подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала в один из трансформаторов, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния;

измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала; и

подстройка с использованием одного или более процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения зазора.

Настоящее изобретение может быть воплощено в других вариантах, соответствующих его объему и сущности. Варианты воплощения, описанные выше, следует рассматривать во всех отношениях как объяснительные и не ограничивающие. Объем изобретения определен пунктами формулы изобретения, и предполагается, что все изменения, находящиеся в пределах значения и диапазона эквивалентности формулы изобретения, будут в ней охвачены.

1. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, содержащий обеспечение скважинного прибора, включающего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов и, если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния, содержащий следующие стадии:
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент;
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала;
подстройку с помощью одного или более процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации; и/или
если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния, содержащий следующие стадии:
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала в первый трансформатор;
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала;
подстройка с помощью одного или более процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

2. Способ по п.1, в котором первое расстояние не больше шестикратного расстояния между двумя электродами электродного компонента, а второе расстояние не меньше двукратного расстояния между двумя электродами электродного компонента.

3. Способ по п.1 или 2, который, если предполагается, что зазор будет не больше первого расстояния и не меньше второго расстояния, дополнительно содержит определение величины неопределенности в первом зазоре и величины неопределенности во втором зазоре и выбор между первым зазором и вторым зазором, исходя из величины неопределенности, определенной в первом зазоре, и величины неопределенности, определенной во втором зазоре.

4. Способ по п.1 или 2, который дополнительно содержит следующие стадии:
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов третьего электрического инициирующего сигнала в электродный компонент, если предполагается, что зазор между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния;
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов третьего результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения третьего измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению бурового раствора, находящегося между скважинным прибором и поверхностью геологической формации, причем третий результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи третьего инициирующего электрического сигнала; и
подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей третьего измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации и/или подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей третьего измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

5. Способ по п.1 или 2, который дополнительно содержит следующие стадии:
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов четвертого инициирующего электрического сигнала во второй трансформатор;
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов четвертого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения четвертого измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению формации, причем четвертый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи четвертого инициирующего электрического сигнала; и
подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей четвертого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации и/или подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей четвертого измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

6. Способ по п.1 или 2, в котором подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора и подстройка с использованием по меньшей мере одного из процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора соответственно содержит применение способа инверсии данных, приспособленного для уменьшения отклонения между первым измерением и первым смоделированным сигналом прибора и для уменьшения отклонения между вторым измерением и вторым смоделированным сигналом прибора.

7. Способ по п.1 или 2, в котором подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент содержит приложение напряжения между двумя питающими электродами электродного компонента, при этом измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока между двумя измерительными электродами электродного компонента и измерение с использованием по меньшей мере одного электронного компонента второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока с использованием по меньшей мере одного из двух измерительных электродов электродного компонента.

8. Способ по п.1 или 2, в котором подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент содержит приложение напряжения между питающим электродом и измерительным электродом электродного компонента, при этом измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока в измерительном электроде и измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте содержит измерение тока в измерительном электроде.

9. Способ по п.1 или 2, в котором скважинный прибор является прибором для каротажа в процессе бурения, прибором скважинных измерений в процессе бурения или их комбинацией.

10. Система определения зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, содержащая скважинный прибор, содержащий электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов, приспособленных, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния, подавать первый инициирующий электрический сигнал в электродный компонент и измерять первый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала, и/или, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния, подавать второй инициирующий электрический сигнал в по меньшей мере один из трансформаторов и измерять второй результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала, один или более процессорных модулей, приспособленных подстраивать первое измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации, и/или подстраивать второе измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора между поверхностью скважинного прибора и поверхностью геологической формации.

11. Система по п.10, в которой первое расстояние равно шестикратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента, а второе расстояние равно двукратному расстоянию между двумя электродами электродного компонента.

12. Система по п.10 или 11, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей приспособлен, если предполагается, что зазор будет не больше первого расстояния и не меньше второго расстояния, определять величину неопределенности в первом зазоре и величину неопределенности во втором зазоре и выбирать между первым зазором и вторым зазором, исходя из величины неопределенности, определенной в первом зазоре, и величины неопределенности, определенной во втором зазоре.

13. Система по п.10 или 11, в которой по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен подавать третий инициирующий электрический сигнал в электродный компонент, если предполагается, что расстояние между поверхностью геологической формации и поверхностью скважинного прибора будет не меньше двукратного расстояния между двумя электродами электродного компонента, и измерять третий результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения третьего измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению бурового раствора, находящегося между скважинным прибором и геологической формацией, причем третий результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи третьего инициирующего электрического сигнала, и при этом по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен подстраивать третье измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора и/или подстраивать третье измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора.

14. Система по п.10 или 11, в которой по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен подавать четвертый инициирующий электрический сигнал во второй трансформатор и измерять четвертый результирующий электрический сигнал в электродном компоненте для получения четвертого измерения, чувствительного к электрическому сопротивлению формации, причем четвертый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи четвертого инициирующего электрического сигнала, при этом по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен подстраивать третье измерение к первому смоделированному сигналу прибора для определения первого зазора и/или подстраивать третье измерение ко второму смоделированному сигналу прибора для определения второго зазора.

15. Система по п.10 или 11, в которой электродный компонент содержит два питающих электрода и два измерительных электрода, причем два измерительных электрода являются концентрическими и частью электродной головки, по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен прикладывать напряжение между двумя питающими электродами электродного компонента для подачи первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, измерять ток между двумя измерительными электродами электродного компонента для измерения первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте и измерять ток в одном из двух измерительных электродов электродного компонента для измерения второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте.

16. Система по п.10 или 11, в которой электродный компонент содержит питающий электрод и измерительный электрод, при этом по меньшей мере один из электронных компонентов дополнительно приспособлен прикладывать напряжение между питающим электродом и измерительным электродом электродного компонента для подачи первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, измерять ток в измерительном электроде для измерения первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте и измерять ток в измерительном электроде для измерения второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте.

17. Система по п.10 или 11, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей дополнительно приспособлен применить способ инверсии данных для уменьшения отклонения между первым измерением и первым смоделированным сигналом прибора и для уменьшения отклонения между вторым измерением и вторым смоделированным сигналом прибора.

18. Система по п.10 или 11, в которой скважинный прибор является прибором для каротажа в процессе бурения, прибором скважинных измерений в процессе бурения или их комбинацией.

19. Система по любому из предшествующих пунктов, в которой по меньшей мере один из процессорных модулей находится на поверхности над геологической формацией.

20. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины, содержащий следующие стадии:
расположение в буровой скважине скважинного прибора, содержащего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов, расположенных в скважинном приборе;
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого инициирующего электрического сигнала в электродный компонент, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не больше первого расстояния,
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов первого результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения первого измерения, причем первый результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи первого инициирующего электрического сигнала, и
подстройка с использованием одного или более процессорных модулей первого измерения к первому смоделированному сигналу прибора для определения зазора.

21. Способ определения зазора между поверхностью скважинного прибора и стенкой ствола буровой скважины, содержащий следующие стадии:
расположение в буровой скважине скважинного прибора, содержащего электродный компонент, подвергаемый воздействию от поверхности скважинного прибора, один или более трансформаторов, подвергаемых воздействию от поверхности скважинного прибора, и один или более электронных компонентов;
подача с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго инициирующего электрического сигнала в один из трансформаторов, если предполагается, что расстояние между стенкой ствола буровой скважины и поверхностью скважинного прибора будет не меньше второго расстояния;
измерение с использованием по меньшей мере одного из электронных компонентов второго результирующего электрического сигнала в электродном компоненте для получения второго измерения, причем второй результирующий электрический сигнал генерируется в результате подачи второго инициирующего электрического сигнала; и
подстройка с использованием одного или более процессорных модулей второго измерения ко второму смоделированному сигналу прибора для определения зазора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия. Техническим результатом является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме, на внутренние поверхности наземного трубопровода, а также оценки распределения этого объема отложений по длине исследуемого трубопровода. Объем отложений на осложненном участке нефтепровода определяется путем запуска в трубопровод разделителя жидкости с изменяющейся геометрией тела в местах сужений трубопровода. Разделитель по изобретению используется в качестве местного сопротивления, в зоне которого потери давления на трение будут тем большими, чем меньшим будет проходное сечение в трубопроводе. В начале и конце исследуемого трубопровода устанавливают два манометра для постоянной фиксации давления во время движения разделителя по трубопроводу. Закачку жидкости после разделителя ведут с постоянным расходом, благодаря этому по полученным временным характеристикам давлений с двух манометров можно определить не только объем отложений, но и их распределение по длине трубопровода. Объем отложений в трубопроводе находят по математической формуле, основанной на времени прохождения разделителя жидкости от первого манометра ко второму манометру. В свою очередь эти два хронологических времени определяются по скачку давления в сторону повышения из-за того, что разделитель несет функцию местного сопротивления подвижного характера. 2 ил.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород. Для определения характеристик газонефтяной переходной зоны берут по меньшей мере по одной пробе из газовой части и из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.
Наверх