NO20110925A1

NO20110925A1 - System and method for monitoring volume and fluid flow in a wellbore.

Info

Publication number: NO20110925A1
Application number: NO20110925A
Authority: NO
Inventors: Michael R Taylor
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2008-12-04
Filing date: 2011-06-28
Publication date: 2011-06-28
Also published as: BRPI0922783A2; GB2478091A; GB201109617D0

Abstract

En anordning for estimering av en parameter for et borehull anordnet i en grunnformasjon, hvor systemet innbefatter: En injeksjonsenhet innrettet for å injisere minst en radiofrekvent identifikasjonsanordning (RFID-anordning) i et fluid innrettet for å bli anbrakt i borehullet; og en oppsamlingsenhet innrettet for å motta i det minste en del av fluidet, hvor oppsamlingsenheten omfatter en detektor som detekterer minst en av den minst ene RFID-anordningen og datainnholdet i denne; hvor detektoren leverer en utgang for å estimere parameteren. En fremgangsmåte for estimering av en parameter for et borehull, er også beskrevet.An apparatus for estimating a parameter for a borehole arranged in a base formation, the system comprising: An injection unit adapted to inject at least one radio frequency identification device (RFID device) into a fluid adapted to be placed in the borehole; and a collection unit arranged to receive at least a portion of the fluid, the collection unit comprising a detector which detects at least one of the at least one RFID device and the data content thereof; where the detector provides an output to estimate the parameter. A method for estimating a borehole parameter is also described.

Description

BAKGRUNN BACKGROUND

Under boring etter og utvinning av hydrokarboner blir en borevæske injisert inn i en borestreng mens et brønnhull blir boret gjennom en grunnformasjon eller på forhånd eksisterende utstyr som er installert i vedkommende borehull. Borevæsken eller "slammet" sirkuleres gjennom borestrengen, strømmer ut gjennom åpninger, også kjent som "dyser" eller "strålerør", inn i ringrommet i brønnhullet. Denne borevæsken passerer så fra bunnen av hullet eller utløpspunktet gjennom ringrommet i brønnen mellom veggen til borehullet og den ytre diameteren til borestrengen og så videre til overflaten hvor den tilbakevendende væsken blir under-kastet behandling eller blir fjernet. During drilling for and extraction of hydrocarbons, a drilling fluid is injected into a drill string while a wellbore is drilled through a foundation formation or pre-existing equipment installed in the relevant borehole. The drilling fluid or "mud" is circulated through the drill string, flowing out through openings, also known as "nozzles" or "jet tubes", into the annulus of the wellbore. This drilling fluid then passes from the bottom of the hole or outlet point through the annulus in the well between the wall of the borehole and the outer diameter of the drill string and so on to the surface where the returning fluid is treated or removed.

Materialkutt fra formasjonen under boring, kjent som borekaks, kan evalueres for å bestemme forskjellige karakteristikker ved de diskrete lagene i formasjonen som gjennomskjæres, slik som litologi, mineralogi, innbefattende spormineraler, fossile eller andre organiske stoffer, petrofysiske og geofysiske karakteristikker såvel som en hvilken som helst annen rest av hydrokarboner, gass eller annet fluidinnhold som er innfanget i porerommet til formasjonen. Destruksjonen av formasjonen ved hjelp av borkronen eller andre bore- og hullutvidende verktøy resulterer i tillegg i at poreinnholdet i formasjonen blir frigjort inn i slammet som "slamgass". Slamgass kan være i flytende form under brønnhullstrykk- og temperaturtilstander, men væske-formen kan endres til gassform under overgang fra ringrommet i brønnen til de atmosfæriske tilstandene ved overflaten. Eksempler på "slamgass" innbefatter hydrokarboner slik som alkaner innbefattende metan, etan, propan og andre; "syrlige" gasser slik som karbondioksid og hydrogensulfid; og edelgasser slik som helium, nitrogen, argon, osv. Andre fluider som er innfanget i porerommene i formasjonen, slik som olje og vann som kan inneholde salter slik som klorider, kan påvirke karakteristikker slik som andre kjemiske komponenter, temperatur, trykk, vekt og viskositet for slammet. En slik evaluering av faststoffer, væsker, gasser og slamtilstander blir generelt referert til som "slamlogging". Material cut from the formation during drilling, known as drill cuttings, can be evaluated to determine various characteristics of the discrete layers of the formation being intersected, such as lithology, mineralogy, including trace minerals, fossil or other organic matter, petrophysical and geophysical characteristics, as well as any preferably other residual hydrocarbons, gas or other fluid content that is trapped in the pore space of the formation. The destruction of the formation by means of the drill bit or other drilling and hole expanding tools also results in the pore contents of the formation being released into the mud as "mud gas". Mud gas can be in liquid form under wellbore pressure and temperature conditions, but the liquid form can change to gaseous form during the transition from the annulus in the well to the atmospheric conditions at the surface. Examples of "sludge gas" include hydrocarbons such as alkanes including methane, ethane, propane and others; "sour" gases such as carbon dioxide and hydrogen sulfide; and noble gases such as helium, nitrogen, argon, etc. Other fluids trapped in the pore spaces of the formation, such as oil and water which may contain salts such as chlorides, can affect characteristics such as other chemical components, temperature, pressure, weight and viscosity of the sludge. Such an evaluation of solids, liquids, gases and sludge states is generally referred to as "sludge logging".

Volumet til brønnhullsringrommet varierer kontinuerlig mens boringen pågår på grunn av planlagte og utilsiktede variasjoner i brønnhullets diameter, endringer i borestrengen, utforming og dens ytre diametre og lengder. Tidspunktet for å erstatte innholdet i brønnhullsringrommet varierer med den volumetriske hastigheten og den posisjon hvor væske blir pumpet inn i borestrengen, mengden som strømmer ut i brønnen og returnerer til overflatesystemene, slamtypen og tilstandene og eventuelle vekselvirkninger mellom faststoffene, væskene og gassene fra de formasjonene som gjennomtrenges eller eksponeres i brønnhullet, og den borevæsken som brukes til å bore eller komplettere brønnen. De individuelle tidspunktene for å fordrive faststoffer, væsker og gasser i et brønnhull varierer ytterligere med densiteten, formen og overflate- og fysiokjemiske karakteristikker for formasjonen og innholdet i dens porerom. The volume of the wellbore annulus varies continuously while drilling is in progress due to planned and unintended variations in the wellbore diameter, changes in the drill string, design and its outer diameters and lengths. The time to replace the contents of the wellbore annulus varies with the volumetric rate and position at which fluid is pumped into the drill string, the amount flowing out into the well and returning to the surface systems, the mud type and conditions, and any interactions between the solids, fluids and gases from the formations that penetrated or exposed in the wellbore, and the drilling fluid used to drill or complete the well. The individual times for displacing solids, liquids and gases in a wellbore vary further with the density, shape and surface and physiochemical characteristics of the formation and its pore space contents.

Slamlogging krever nøyaktig kunnskap om ringromsvolumet i et brønnhull for nøyaktig å rekonstruere de litologiske komponentene og formasjonsfluidkomponent-ene ved borkronen, basert på prøver som er fjernet over tid fra borevæsken ved overflaten. En fremgangsmåte for å kvantifisere ringromsvolumet medfører bruk av "sporstoffer", det vil si et reaktivt og detekterbart fremmed materiale innført i borevæsken ved overflaten under en pumpeoperasjon. Sporstoffet blir beveget fra det indre av borestrengen ut i brønnhullsringrommet og så tilbake til overflaten hvor det blir detektert og/eller gjenvunnet. Mud logging requires accurate knowledge of the annulus volume in a wellbore to accurately reconstruct the lithological and formation fluid components at the drill bit, based on samples removed over time from the drilling fluid at the surface. A method for quantifying the annulus volume entails the use of "tracers", that is a reactive and detectable foreign material introduced into the drilling fluid at the surface during a pumping operation. The tracer is moved from the interior of the drill string out into the wellbore annulus and then back to the surface where it is detected and/or recovered.

Nåværende sporstoffteknologi innebærer tilsetning av en mengde med kalsiumkarbid i form av en "pille" som reagerer for å danne acetylen i kontakt med vann, eller tilsetting av en strøm av acetylen eller en lignende detekterbar fremmed gass, et fluid eller et faststoff til borevæsken. Sporstoffet blir tilsatt ved overflaten og dets tilbakekomst blir identifisert ved å bruke et deteksjonssystem med en slam-loggingsgass eller andre sensorer installert på overflaten og i kontakt med borevæsken. Et ringromsvolum blir estimert fra tidsvarigheten mellom injektor til detektor, og det tilsvarende volumet som er fordrevet ved hjelp av slampumpene under vedkommende varighet. Sporstoffet kan resirkuleres over flere fordrivninger av ringromsvolumet inntil det blir udetekterbart. Denne teknikken gir imidlertid en potensiell forvirring om hvilke sporstoffer som virkelig blir detektert, noe som ødelegger nøyaktigheten av volumestimatet. Current tracer technology involves adding a quantity of calcium carbide in the form of a "pill" which reacts to form acetylene in contact with water, or adding a stream of acetylene or a similar detectable foreign gas, fluid or solid to the drilling fluid. The tracer is added at the surface and its return is identified using a detection system with a mud-logging gas or other sensors installed at the surface and in contact with the drilling fluid. An annulus volume is estimated from the time duration between injector and detector, and the corresponding volume that has been displaced by means of the mud pumps during the relevant duration. The tracer can be recycled over several displacements of the annulus volume until it becomes undetectable. However, this technique introduces a potential confound as to which tracers are actually detected, which destroys the accuracy of the volume estimate.

OPPSUMMERING SUMMARY

Det blir beskrevet en anordning for å estimere en parameter for et borehull plassert i en grunnformasjon, hvor systemet innbefatter: En injeksjonsenhet innrettet for å injisere minst én radiofrekvent identifikasjonsanordning (RFID) i et fluid innrettet for å bli plassert i borehullet, og en oppsamlingsenhet innrettet for å motta i det minste endel av fluidet, hvor oppsamlingsenheten omfatter en detektor som detekterer minst én av den minst ene RFID og datainnhold i denne; hvor detektoren tilveiebringer en utgang for estimering av parameteren. A device is described for estimating a parameter for a borehole placed in a foundation formation, where the system includes: An injection unit arranged to inject at least one radio frequency identification device (RFID) into a fluid arranged to be placed in the borehole, and a collection unit arranged to receive at least part of the fluid, where the collection unit comprises a detector which detects at least one of the at least one RFID and data content thereof; where the detector provides an output for estimating the parameter.

Det blir også beskrevet en fremgangsmåte for å estimere en parameter for et borehull anordnet i en grunnformasjon, hvor fremgangsmåten innbefatter: Å injisere minst én radiofrekvent identifikasjonsanordning (RFID) i et fluid innrettet for å bli anbrakt i borehullet; å sirkulere fluidet gjennom borehullet og motta i det minste endel av fluidet i en oppsamlingsenhet for å detektere i det minste én av den minst ene RFID-anordningen og datainnhold i denne med en detektor i oppsamlingsenheten; og å tilveiebringe en utgang fra detektoren for å estimere parameteren. Also described is a method for estimating a parameter for a borehole arranged in a basic formation, where the method includes: injecting at least one radio frequency identification device (RFID) into a fluid arranged to be placed in the borehole; circulating the fluid through the borehole and receiving at least a portion of the fluid in a collection unit to detect at least one of the at least one RFID device and data content thereof with a detector in the collection unit; and providing an output from the detector to estimate the parameter.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Den følgende beskrivelse skal ikke anses som begrensende på noen måte. Det vises til de vedføyde tegningene hvor like elementer er nummerert likt, og hvor: Fig. 1 skisserer en utførelsesform av et brønnloggings- og/eller boringssystem; The following description shall not be considered limiting in any way. Reference is made to the attached drawings where like elements are numbered the same, and where: Fig. 1 outlines an embodiment of a well logging and/or drilling system;

fig. 2 er et flytskjema for å tilveiebringe et eksempel på en fremgangsmåte fig. 2 is a flow chart for providing an example of a method

for måling av et fluidvolum gjennom et borehull; og for measuring a fluid volume through a borehole; and

fig. 3 er en illustrasjon av et system for måling av et fluidvolum gjennom et fig. 3 is an illustration of a system for measuring a fluid volume through a

borehull. drill holes.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Det vises til fig. 1 hvor et eksempel på en utførelsesform av et brønnloggings-og/eller boringssystem 10 innbefatter en borestreng 11 som er vist anordnet i et borehull 12 som trenger inn i minst én grunnformasjon 14 under en borings-, brønnloggings- og/eller hydrokarbonproduksjonsoperasjon. Borestrengen 11 innbefatter et borerør som kan være én eller flere rørseksjoner eller oppkveilingsrør. Brønnboringsystemet 10 innbefatter også en bunnhullsanordning (BHA) 18. En borehullsvæske 16 slik som en bore- eller kompletteringsvæske eller boreslam kan pumpes gjennom borestrengen 11, BHA 18 og/eller borehullet 12. Bore- eller kompletteringsfluidet er flytende og/eller gassformet. Reference is made to fig. 1 where an example of an embodiment of a well logging and/or drilling system 10 includes a drill string 11 which is shown arranged in a borehole 12 which penetrates at least one basic formation 14 during a drilling, well logging and/or hydrocarbon production operation. The drill string 11 includes a drill pipe which can be one or more pipe sections or winding pipes. The well drilling system 10 also includes a bottom hole assembly (BHA) 18. A borehole fluid 16 such as a drilling or completion fluid or drilling mud can be pumped through the drill string 11, BHA 18 and/or the borehole 12. The drilling or completion fluid is liquid and/or gaseous.

Som beskrevet her refererer "borehull" eller "brønnhull" til et enkelt hull som utgjør hele eller endel av en boret brønn. Som beskrevet her refererer "formasjoner" til de forskjellige trekkene og materialene som kan påtreffes i et undergrunnsmiljø. Det skal følgelig tas i betraktning at selv om uttrykket "formasjon" generelt refererer til geologiske formasjoner av interesse, at uttrykket "formasjoner" slik det brukes her, i noen tilfeller innbefatter ethvert geologisk punkt eller volum av interesse (slik som et måleområde). Forskjellige bore- eller kompletteringsverktøy kan videre også befinne seg inne i borehullet eller brønnhullet i tillegg til formasjoner. I tillegg skal det bemerkes at uttrykket "borestreng" slik det brukes her, refererer til enhver struktur som er egnet for å senke et verktøy gjennom et borehull eller forbinde en borkrone med overflaten, og er ikke begrenset til den strukturen og utformingen som er beskrevet her. Borestrengen 11 er f.eks. utført som en produksjonsstreng for hydrokarboner. As described herein, "bore hole" or "well hole" refers to a single hole that makes up all or part of a drilled well. As described herein, "formations" refers to the various features and materials that may be encountered in a subsurface environment. Accordingly, it should be appreciated that although the term "formation" generally refers to geological formations of interest, that the term "formations" as used herein, in some cases includes any geological point or volume of interest (such as a measurement area). Various drilling or completion tools can also be located inside the borehole or wellbore in addition to formations. In addition, it should be noted that the term "drill string" as used herein refers to any structure suitable for lowering a tool through a borehole or connecting a drill bit to the surface, and is not limited to the structure and design described herein . The drill string 11 is e.g. carried out as a production string for hydrocarbons.

I én utførelsesform innbefatter bunnhullsanordningen 18 en boringsenhet som har en borkroneenhet 20 og tilhørende motorer innrettet for å bore gjennom grunnformasjoner. I én utførelsesform innbefatter borkroneenheten 20 en styringsenhet som innbefatter en styremotor 22 innrettet for roterbart å styre en aksel 24 forbundet med en borkrone eller et boreverktøy 26. Akselen blir benyttet i bore-og freseoperasjoner til å styre borkronen 26 og borestrengen 11 gjennom formasjonen 14 eller gjennom på forhånd eksisterende bore- eller kompletterings-verktøy. In one embodiment, the downhole assembly 18 includes a drilling unit having a drill bit unit 20 and associated motors arranged to drill through bedrock formations. In one embodiment, the drill bit unit 20 includes a control unit that includes a control motor 22 arranged to rotatably control a shaft 24 connected to a drill bit or a drilling tool 26. The shaft is used in drilling and milling operations to guide the drill bit 26 and drill string 11 through the formation 14 or through pre-existing drilling or completion tools.

Under boreoperasjoner blir borefluidet 16 innført i borestrengen 11 fra en slamtank eller "slamgrop" 28 eller en annen kilde for borevæske 16, som kan være flytende og/eller gassformet og blir sirkulert under trykk gjennom borestrengen 11, f.eks. via én eller flere slampumper. Borefluidet 16 passerer inn i borestrengen 11 og strømmer ut ved bunnen av borehullet gjennom en åpning i borkronen eller boreverktøyet 26. Borefluidet 16 sirkulerer opp gjennom hullet mellom borestrengen 11 og borehullet 12 og strømmer inn i f.eks. slamtanken 28 via en returstrømnings-ledning 30. During drilling operations, the drilling fluid 16 is introduced into the drill string 11 from a mud tank or "mud pit" 28 or another source of drilling fluid 16, which may be liquid and/or gaseous and is circulated under pressure through the drill string 11, e.g. via one or more slurry pumps. The drilling fluid 16 passes into the drill string 11 and flows out at the bottom of the drill hole through an opening in the drill bit or the drilling tool 26. The drilling fluid 16 circulates up through the hole between the drill string 11 and the drill hole 12 and flows into e.g. the sludge tank 28 via a return flow line 30.

Systemet 10 innbefatter et sporingssystem for beregning av en sirkulasjonstid for borefluidet 16 gjennom borehullet 12, som i sin tur blir benyttet til å beregne fluidvolumet. I én utførelsesform blir et effektivt volum for borestrengen 11 og borehullet 12 beregnet ved å bruke tidsvarigheten fra injeksjon til deteksjon og det volumet som er fordrevet ved hjelp av slampumpene under vedkommende varighet. Uttrykket fluid slik det brukes her, kan innbefatte borefluid 16 som kan være i flytende form eller gassform, såvel som en hvilken som helst kombinasjon av gasser, hydrokarboner og borekaks eller andre faststoffer fra borkronen og formasjonen 14, og blir følgelig her referert til som "borehullsfluid" 16. The system 10 includes a tracking system for calculating a circulation time for the drilling fluid 16 through the borehole 12, which in turn is used to calculate the fluid volume. In one embodiment, an effective volume for the drill string 11 and the borehole 12 is calculated using the time duration from injection to detection and the volume displaced by the mud pumps during that duration. The term fluid as used herein may include drilling fluid 16 which may be in liquid or gaseous form, as well as any combination of gases, hydrocarbons and cuttings or other solids from the drill bit and formation 14, and is accordingly referred to herein as " borehole fluid" 16.

Sporingssystemet innbefatter en injeksjonsenhet 32 som innbefatter minst én radiofrekvent identifikasjonsanordning ("RFID-anordning") 34. RFID-anordningen 34 har kjente karakteristikker og kan eventuelt være et antall RFID-anordninger av samme eller forskjellige størrelser. Injeksjonsenheten 32 er i én utførelsesform anordnet ved en jposisjon på overflaten slik som i fluidkommunikasjon med en sugetank innbefattet i en borerigg forbundet med borestrengen 11.1 andre utførelsesformer er injeksjonsenheten 32 innrettet for å injisere RFID-anordningen 34 ved en hvilken som helst valgt posisjon langs lengden av borestrengen 11. The tracking system includes an injection unit 32 which includes at least one radio frequency identification device ("RFID device") 34. The RFID device 34 has known characteristics and may optionally be a number of RFID devices of the same or different sizes. In one embodiment, the injection unit 32 is arranged at a position on the surface such as in fluid communication with a suction tank included in a drilling rig connected to the drill string 11. In other embodiments, the injection unit 32 is arranged to inject the RFID device 34 at any selected position along the length of the drill string 11.

I én utførelsesform er RFID-anordningen 34 i nano-skala. I en annen utførelsesform er RFID-anordningen 34 en mikroelektromekanisk systemanordning ("MEMS") innbefattet i et MEMS-system. Et MEMS-system innbefatter f.eks. et antall MEMS-anordninger som hver innbefatter en RFID-anordning 34. Slike MEMS-partikler blir referert til som "smalt pulver". Ved å bruke et antall RFID-anordninger 34, slik som i et smart pulversystem, med forskjellige signaturer og partikkel-størrelser, blir det mulig å kartlegge mer fullstendig ringromsprofilen og fordrivnings-mengden. In one embodiment, the RFID device 34 is nano-scale. In another embodiment, the RFID device 34 is a microelectromechanical system ("MEMS") device included in a MEMS system. A MEMS system includes e.g. a number of MEMS devices each including an RFID device 34. Such MEMS particles are referred to as "fine powder". By using a number of RFID devices 34, such as in a smart powder system, with different signatures and particle sizes, it becomes possible to more completely map the annulus profile and the amount of displacement.

I én utførelsesform er MEMS-anordningene sensorer innrettet for å måle fysiokjemiske egenskaper for borestrengen 11, borehullet 12 og/eller formasjonen 14 og overføre data svarende til disse egenskapene, til et deteksjonssystem på overflaten. Eksempler på slike fysiokjemiske egenskaper innbefatter trykk, temperatur og kjemisk sammensetning. In one embodiment, the MEMS devices are sensors arranged to measure physiochemical properties of the drill string 11, the borehole 12 and/or the formation 14 and transmit data corresponding to these properties to a detection system on the surface. Examples of such physiochemical properties include pressure, temperature and chemical composition.

I én utførelsesform er MEMS-anordningene eller det smarte pulveret innbefattet i et fluidadditiv innrettet for å bli injisert i et bore- eller kompletteringsfluid eller et borehullsfluid. I denne utførelsesformen blir det smarte pulveret innbefattet i fluidadditivet forut for injeksjon inn i borehullsfluidet. In one embodiment, the MEMS devices or smart powder are contained in a fluid additive designed to be injected into a drilling or completion fluid or a wellbore fluid. In this embodiment, the smart powder is included in the fluid additive prior to injection into the borehole fluid.

Sporingssystemet innbefatter videre en oppsamlingsenhet 36 som mottar The tracking system further includes a collection unit 36 which receives

minst endel av borehullsfluidet 16. En detektor 38 er anordnet i oppsamlingsenheten 36 og innbefatter en antenne og passende elektronikk for å avgi et elektromagnetisk deteksjonssignal til borehullsfluidet 16.1 én utførelsesform er detektoren 38 anordnet ved en hvilken som helst egnet posisjon, slik som på returstrømningsledningen 30.1 denne utførelsesformen utgjør oppsamlingsenheten 36 endel av returstrømnings-ledningen 30, og detektoren detekterer RFID-anordningen 34 etter hvert som den passerer gjennom returstrømningsledningen 30. at least part of the borehole fluid 16. A detector 38 is arranged in the collection unit 36 and includes an antenna and suitable electronics to emit an electromagnetic detection signal to the borehole fluid 16.1 one embodiment, the detector 38 is arranged at any suitable position, such as on the return flow line 30.1 this the embodiment forms the collection unit 36 part of the return flow line 30, and the detector detects the RFID device 34 as it passes through the return flow line 30.

Hver RFID-anordning 34 innbefatter en behandlingsbrikke eller en annen elektronisk enhet og en antenne innrettet for å motta deteksjonssignalet og sende ut et retursignal som identifiserer RFID-anordningen 34. Hver RFID-anordning 34 er f.eks. programmert med et unikt identifikasjonsnummer eller et samlenummer som blir sendt til detektoren 38 i retursignalet. Dataene i forbindelse med retursignalet blir i én utførelsesform overført til en passende prosessor slik som en behandlingsenhet 40 på overflaten. Prosessoren identifiserer den identifiserte RFID-anordningen 34, beregner en sirkulasjonstid fra differansen mellom det tidspunkt hvor RFID-anordningen 34 blir injisert inn i borefluidet 16 og det tidspunkt da RFID-anordningen 34 blir detektert. Each RFID device 34 includes a processing chip or other electronic device and an antenna arranged to receive the detection signal and send out a return signal that identifies the RFID device 34. Each RFID device 34 is e.g. programmed with a unique identification number or a collective number which is sent to the detector 38 in the return signal. The data in connection with the return signal is in one embodiment transferred to a suitable processor such as a processing unit 40 on the surface. The processor identifies the identified RFID device 34, calculates a circulation time from the difference between the time when the RFID device 34 is injected into the drilling fluid 16 and the time when the RFID device 34 is detected.

I én utførelsesform er sporingssystemet og/eller bunnhullsanordningen 18 i kommunikasjon med behandlingsenheten 40 på overflaten. I én utførelsesform er behandlingsenheten 40 på overflaten innrettet som en borestyringsenhet på overflaten som styrer forskjellige produksjons- og/eller boreparametre slik som rotasjons-hastighet, vekt-på-borkronen, fluidstrømningsparametre, pumpeparametre og andre, og registrerer og fremviser boreytelsen og/eller formasjonsevalueringsdataene i sann tid. I tillegg kan behandlingsenheten være innrettet som en styreenhet for sporingssystemet og fjernstyre injeksjonen av RFID-anordningen 34. Bunnhullsanordningen 18 og/eller sporingssystemet innbefatter en hvilken som helst av forskjellige overføringsmedia og forbindelser, slik som ledningsforbindelser, fiberoptiske forbindelser, trådløse forbindelser og slampulstelemetri. In one embodiment, the tracking system and/or downhole device 18 is in communication with the processing unit 40 on the surface. In one embodiment, surface processing unit 40 is configured as a surface drilling control unit that controls various production and/or drilling parameters such as rotational speed, bit weight, fluid flow parameters, pumping parameters, and others, and records and displays the drilling performance and/or formation evaluation data in real time. In addition, the processing unit can be arranged as a control unit for the tracking system and remotely control the injection of the RFID device 34. The downhole device 18 and/or the tracking system includes any of various transmission media and connections, such as wire connections, fiber optic connections, wireless connections and mud pulse telemetry.

I én utførelsesform innbefatter behandlingsenheten 40 på overflaten komponenter som er nødvendige for å sørge for lagring og/eller behandling av data innsamlet fra injeksjonsenheten 32 og/eller oppsamlingsenheten 36. Eksempler på komponenter innbefatter, men er ikke begrenset til, minst én prosessor, et lager, et arbeidsminne, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og lignende. In one embodiment, the surface processing unit 40 includes components necessary to provide storage and/or processing of data collected from the injection unit 32 and/or the collection unit 36. Examples of components include, but are not limited to, at least one processor, a storage , a working memory, input devices, output devices and the like.

Bunnhullsanordningen 18 innbefatter i én utførelsesform et brønnhullsverktøy 42.1 én utførelsesform er valgte komponenter i sporingssystemet innbefattet i brønnhullsverktøyet 42, slik som injeksjonsenheten 32, for å gjøre det mulig å beregne reisetiden for fluidet mellom borkroneenheten 20 og overflaten. The downhole device 18 includes in one embodiment a downhole tool 42.1 In one embodiment, selected components of the tracking system are included in the downhole tool 42, such as the injection unit 32, to make it possible to calculate the travel time for the fluid between the drill bit unit 20 and the surface.

I én utførelsesform innbefatter brønnhullsverktøyet 42 én eller flere sensorer eller mottakere 44 for å måle forskjellige egenskaper ved borehullsmiljøet, innbefattende formasjonen 14 og/eller borehullet 12. Slike sensorer 44 innbefatter f.eks. kjernemagnetiske resonans-sensorer (NMR-sensorer), resistivitetssensorer, porøsitetssensorer, gammastrålingssensorer, seismiske mottakere og andre. Slike sensorer 44 blir f.eks. benyttet i loggeprosesser slik som måling-under-boring (MWD) og logging-under-boring (LWD). In one embodiment, the downhole tool 42 includes one or more sensors or receivers 44 to measure various characteristics of the downhole environment, including the formation 14 and/or the wellbore 12. Such sensors 44 include e.g. nuclear magnetic resonance sensors (NMR sensors), resistivity sensors, porosity sensors, gamma radiation sensors, seismic receivers and others. Such sensors 44 are e.g. used in logging processes such as measurement-while-drilling (MWD) and logging-while-drilling (LWD).

Selv om sporingssystemet er beskrevet i forbindelse med borestrengen 11, kan sporingssystemet brukes i forbindelse med en hvilken som helst konstruksjon som er egnet for å bli senket ned i et borehull, slik som en produksjonsrørstreng eller en kabel. Although the tracking system is described in connection with the drill string 11, the tracking system can be used in connection with any structure suitable for being lowered into a borehole, such as a production pipe string or a cable.

Fig. 2 illustrerer en fremgangsmåte 50 for måling av et fluidvolum gjennom et borehull. Fremgangsmåten 50 blir brukt i forbindelse med sporingssystemet og overflatebehandlingsenheten 40, selv om fremgangsmåten 50 kan benyttes i forbindelse med en hvilken som helst egnet kombinasjon av prosessorer og systemer som innbefatter RFID-anordninger. Fremgangsmåten 50 innbefatter ett eller flere trinn 51, 52, 53, 54 og 55.1 én utførelsesform innbefatter fremgangsmåten 50 utførelse av alle trinnene 51-55 i den beskrevne rekkefølgen. Visse trinn kan imidlertid utelates, trinn kan tilføyes eller rekkefølgen av trinnene kan endres. Fig. 2 illustrates a method 50 for measuring a fluid volume through a borehole. Method 50 is used in conjunction with the tracking system and surface treatment unit 40, although method 50 may be used in conjunction with any suitable combination of processors and systems that include RFID devices. The method 50 includes one or more steps 51, 52, 53, 54 and 55. In one embodiment, the method 50 includes execution of all steps 51-55 in the described order. However, certain steps may be omitted, steps may be added or the order of steps may be changed.

I det første trinnet 51 blir borestrengen 11 innført i borehullet 12, og borehullsfluidet 16 blir innført i borestrengen 11. In the first step 51, the drill string 11 is introduced into the borehole 12, and the borehole fluid 16 is introduced into the drill string 11.

I det andre trinnet 52 blir minst én RFID-anordning 34 injisert inn i borehullsfluidet 16 fra injeksjonsenheten 32. En posisjon og et tidspunkt for injeksjonen blir notert, og i én utførelsesform sendt til en passende prosessor. In the second step 52, at least one RFID device 34 is injected into the borehole fluid 16 from the injection unit 32. A position and time of the injection is noted, and in one embodiment sent to an appropriate processor.

I det tredje trinnet 53 blir borehullsfluidet 16 sirkulert gjennom borestrengen 11 og returnerer til overflaten gjennom borehullet 12. Endel av borehullsfluidet 16 blir samlet opp ved hjelp av oppsamlingsenheten 36. Ved dette punktet kan borehullsfluidet 16 innbefatte borekaks, vann, gass, hydrokarboner, formasjonsmateriale og/eller andre materialer. In the third step 53, the borehole fluid 16 is circulated through the drill string 11 and returns to the surface through the borehole 12. Part of the borehole fluid 16 is collected by means of the collection unit 36. At this point, the borehole fluid 16 may include cuttings, water, gas, hydrocarbons, formation material and /or other materials.

I det fjerde trinent 54 blir RFID-anordningen 34 detektert i oppsamlingsenheten 36.1 én utførelsesform blir tidspunktet for deteksjon notert og overført til prosessoren. In the fourth step 54, the RFID device 34 is detected in the collection unit 36.1 In one embodiment, the time of detection is noted and transferred to the processor.

I det femte trinnet 55 blir en sirkulasjonstid mellom injisering av den minst ene RFID-anordningen 34 og detektering av den minst ene RFID-anordningen 34 beregnet, og borehullsfluidvolumet blir beregnet basert på sirkulasjonstiden. Dette volumet kan innbefatte volumet til fluidet inne i borestrengen 11 og/eller ringromsvolumet for fluidet mellom borestrengen 11 og veggene i borehullet 12. Hvis strømningsmengden for fluidet som innføres i borehullet 12 er kjent, slik som den volumetriske strømningen av fluid gjennom en slampumpe, kan f.eks. sirkulasjonstiden for RFID-anordningen 34 brukes til å bestemme et totalt fluidvolum i borehullet 12. In the fifth step 55, a circulation time between injection of the at least one RFID device 34 and detection of the at least one RFID device 34 is calculated, and the borehole fluid volume is calculated based on the circulation time. This volume may include the volume of the fluid inside the drill string 11 and/or the annulus volume of the fluid between the drill string 11 and the walls of the borehole 12. If the flow rate of the fluid introduced into the borehole 12 is known, such as the volumetric flow of fluid through a mud pump, e.g. the circulation time of the RFID device 34 is used to determine a total fluid volume in the borehole 12.

Det vises til fig. 3 hvor det er tilveiebrakt et system 60 for måling av den tid det tar for et fluidvolum å bli fordrevet gjennom et borehull og/eller beregning av volumet for borestrengen 11 og/eller brønnhullet 12. Systemet kan være innbefattet i en datamaskin 61 eller en annen prosesseringsenhet som er i stand til å motta data fra injeksjonsenheten 32 og/eller detektoren 38. Eksempler på komponenter i systemet 60 innbefatter, men er ikke begrenset til, minst én prosessor, et lager, et arbeids-lager, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og lignende. Ettersom disse komponentene er kjent for fagkyndige på området, vil disse ikke bli nærmere beskrevet her. Reference is made to fig. 3 where a system 60 is provided for measuring the time it takes for a volume of fluid to be displaced through a borehole and/or calculating the volume for the drill string 11 and/or the wellbore 12. The system may be included in a computer 61 or another processing unit capable of receiving data from the injection unit 32 and/or the detector 38. Examples of components in the system 60 include, but are not limited to, at least one processor, a warehouse, a working warehouse, input devices, output devices and the like. As these components are known to experts in the field, they will not be described in more detail here.

Noen av de følgende teknikkene blir vanligvis redusert til instruksjoner som blir lagret på maskinlesbare media. Instruksjonene blir implementert av data-maskinen 61 og forsyner operatører med ønskede utmatinger. Some of the following techniques are usually reduced to instructions that are stored on machine-readable media. The instructions are implemented by the computer 61 and provide operators with desired outputs.

Systemene og fremgangsmåtene som beskrives her, gir forskjellige fordeler fremfor tidligere kjente teknikker. I motsetning til kalsiumkarbid-sporstoffer behøver de sporingsanordningene som beskrives her, ikke å bli innført på et brønndekk på en rigg, og kan i stedet innføres i en riggs sugetank eller fra brønnhullskilder inne i borestrengen eller bunnhullsanordningen automatisk og/eller fjernstyrt uten behov for manuelle inngrep fra mennesker. De sporingsanordningene som beskrives her, kan i tillegg differensieres etter størrelse, fysiske karakteristikker eller elektroniske karakteristikker for å eliminere enhver tvetydighet med hensyn til hvilke sporings-anordninger som blir detektert. Disse sporingsanordningene kan også være i stand til å måle og overføre data for å avspeile det omgivende miljøet som de har passert gjennom. The systems and methods described herein offer various advantages over prior art techniques. Unlike calcium carbide tracers, the tracers described here do not need to be introduced onto a well deck on a rig, and instead can be introduced into a rig's suction tank or from downhole sources within the drill string or downhole assembly automatically and/or remotely without the need for manual human intervention. The tracking devices described here can also be differentiated according to size, physical characteristics or electronic characteristics in order to eliminate any ambiguity with regard to which tracking devices are detected. These tracking devices may also be able to measure and transmit data to reflect the surrounding environment through which they have passed.

For understøttelse av den her angitte lære, kan forskjellige analyser og/eller analytiske komponenter brukes, innbefattende digitale og/eller analoge systemer. Systemene kan ha komponenter slik som en prosessor, lagringsmedia, arbeidsminne, innmating, utmating, kommunikasjonsforbindelser (ledninger, trådløse, pulset, optiske eller andre), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (slik som resistorer, kondensa-torer, induktorer og andre) for å sørge for drift og analyse av anordningen og fremgangsmåtene som er beskrevet her på noen av flere måter som er velkjente på området. Det skal anses at disse beskrivelsene kan være, men ikke behøver å være, implementert i forbindelse med et sett datamaskinutførbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, innbefattende et lager (ROM, RAM), optiske plater (CD-ROM) eller magnetiske anordninger (plater, harddisker) eller en hvilken som helst annen type som når den utføres, får en datamaskin til å implementere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjonene kan sørge for drift av utstyr, styring, datainnsamling og analyse og andre funksjoner som anses relevante av en systemdesigner, en eier, en bruker eller annet personale, i tillegg til de funksjonene som er beskrevet i denne beskrivelsen. To support the teachings set forth here, various analyzes and/or analytical components can be used, including digital and/or analog systems. The systems may have components such as a processor, storage media, working memory, input, output, communication links (wired, wireless, pulsed, optical or other), user interfaces, software, signal processors (digital or analog) and other such components (such as resistors, capacitors -tores, inductors, and others) to provide operation and analysis of the device and methods described herein in any of several ways well known in the art. It shall be understood that these descriptions may, but need not be, implemented in connection with a set of computer-executable instructions stored on a computer-readable medium, including a storage (ROM, RAM), optical discs (CD-ROM) or magnetic devices (discs , hard drives) or any other type that, when executed, causes a computer to implement the method of the present invention. These instructions may provide for equipment operation, control, data acquisition and analysis, and other functions deemed relevant by a system designer, an owner, a user, or other personnel, in addition to the functions described in this description.

Forskjellige andre komponenter kan videre være innbefattet og påkalles for å tilveiebringe aspekter ved det som er beskrevet her. F.eks. kan en prøveledning, et prøvelager, et prøvekammer, et prøveutløp, et filtreringssystem, en pumpe, et stempel, en kraftforsyning (f.eks. minst én av en generator, en fjerntliggende forsyning og et batteri), en vakuumforsyning, trykkforsyning, en fryseenhet (dvs. kjøle) eller forsyning, en varmekomponent, en drivkraft (slik som en translatorisk kraft, en fremdriftskraft eller en rotasjonskraft), en magnet, en elektromagnet, en sensor, en elektrode, en sender, en mottaker, en kombinert sender/mottaker, en styringsenhet, en optisk enhet, en elektrisk enhet eller en elektromekanisk enhet kan være innbefattet for understøttelse av de forskjellige aspekter som er diskutert her eller for understøttelse av andre funksjoner ut over det som er beskrevet. Various other components may further be included and invoked to provide aspects of what is described herein. E.g. can a sample line, a sample reservoir, a sample chamber, a sample outlet, a filtration system, a pump, a piston, a power supply (eg at least one of a generator, a remote supply and a battery), a vacuum supply, pressure supply, a freezing unit (ie cooling) or supply, a heating component, a driving force (such as a translational force, a propulsive force or a rotational force), a magnet, an electromagnet, a sensor, an electrode, a transmitter, a receiver, a combined transmitter/receiver , a control unit, an optical unit, an electrical unit or an electromechanical unit may be included to support the various aspects discussed here or to support other functions beyond what is described.

Elementer ved utførelsesformene er blitt innført med en av artiklene "en" eller "et". Artiklene er ment å bety at det er én eller flere av elementene. Uttrykkene "innbefattende" og "som har" og deres avledninger, er ment å være inklusive slik at det kan være ytterligere elementer enn de elementene som er listet opp. Konjunksjonen "eller" når den brukes i forbindelse med en liste med minst to ledd, er ment å bety et hvilket som helst ledd eller en hvilken som helst kombinasjon av leddene. Elements of the embodiments have been introduced with one of the articles "an" or "et". The articles are meant to mean that it is one or more of the elements. The terms "including" and "having" and their derivatives are intended to be inclusive so that there may be additional elements than those listed. The conjunction "or" when used in connection with a list of at least two terms is intended to mean any term or any combination of the terms.

En fagkyndig på området vil innse at de forskjellige komponentene eller teknologiene kan tilveiebringe visse nødvendige eller gunstige funksjonaliteter eller trekk. Disse funksjonene og trekkene som kan være nødvendig for å understøtte de vedføyde patentkravene og varianter av disse, er følgelig ansett som iboende innbefattet som en del av den her beskrevne lære og en del av den beskrevne oppfinnelsen. One skilled in the art will recognize that the various components or technologies may provide certain necessary or beneficial functionalities or features. These functions and features which may be necessary to support the appended patent claims and variations thereof are therefore considered to be inherently included as part of the teachings described herein and part of the described invention.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet under henvisning til utførelses-eksempler, vil fagkyndige på området forstå at forskjellige endringer kan gjøres og ekvivalenter kan erstatte andre elementer uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Mange modifikasjoner vil videre være opplagte for å tilpasse et spesielt instrument, en situasjon eller et materiale til læren ifølge oppfinnelsen uten å avvike fra det essensielle omfanget av denne. Det er derfor ment at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den spesielle utførelsesformen som er beskrevet som den beste måte å utføre oppfinnelsen på, men at oppfinnelsen skal innbefatte alle utførelsesformer som faller innenfor rammen av de vedføyde patentkravene. Although the invention has been described with reference to embodiments, those skilled in the field will understand that various changes can be made and equivalents can replace other elements without deviating from the scope of the invention. Many modifications will also be obvious in order to adapt a special instrument, a situation or a material to the teachings according to the invention without deviating from the essential scope thereof. It is therefore intended that the invention should not be limited to the particular embodiment described as the best way to carry out the invention, but that the invention should include all embodiments that fall within the scope of the appended patent claims.

Claims

1. Device for estimating a parameter in a borehole arranged in a basic formation, where the system comprises: an injection unit arranged to inject at least one radio frequency identification device (RFID device) into a fluid arranged to be placed in the borehole; and a collection unit arranged to receive at least part of the fluid, where the collection unit comprises a detector that detects at least one of the at least one RFID device and data content thereof; where the detector supplies an output to estimate the parameter.

2. Device according to claim 1, further comprising a processor in operative communication with at least one of the injection unit and the detector, where the processor is arranged to calculate a circulation time between injection of the at least one RFID device into the borehole fluid and detection of the at least one RFID the device using the detector, and to calculate a volume for the borehole.

3. Device according to claim 1, where the collection unit is located at a location on the surface.

4. Device according to claim 1, where the at least one RFID device is a number of RFID devices.

5. Device according to claim 4, where each RFID device in the number is a microelectromechanical system device (MEMS device).

6. Device according to claim 4, where each RFID device in the number is arranged to emit a unique identification signal to the detector.

7. Device according to claim 1, where the injection unit is arranged in at least one of a place on the surface and a place in the wellbore.

8. Device according to claim 1, further comprising a bottom hole device (BHA) which includes a drill bit unit, where the bottom hole device includes the injection unit.

9. Device according to claim 1, where the parameter is an annular volume between a borehole unit and the borehole, where the borehole unit is arranged to be arranged along the length of the borehole and to receive the fluid.

10. Device according to claim 1, further comprising a return line placed somewhere on the surface and in fluid communication with an annular part of the borehole.

11. Device according to claim 10, where the collection unit forms a selected part of the return line, and the detector is arranged on the selected part.

12. Device according to claim 1, where the collection unit comprises an antenna and an electronic unit designed to emit an electromagnetic detection signal in the collection unit.

13. Device according to claim 12, where the at least one RFID device comprises a processing unit and an antenna fitted to receive the detection signal and emit a return signal to identify the at least one RFID device and its data content.

14. Method for estimating a parameter for a borehole arranged in a basic formation, the method comprising: injecting at least one radio frequency identification device (RFID device) into a fluid arranged to be placed in the borehole; circulating the fluid through the wellbore and receiving at least a portion of the fluid in a collection unit; detecting at least one of the at least one RFID device and the data content thereof with a detector in the acquisition unit; and providing an output from the detector for estimating the parameter.

15. Method according to claim 14, further comprising introducing a drill string into the drill hole and introducing the fluid into the drill string.

16. Method according to claim 15, where the circulation comprises circulating the fluid through the drill string and the drill hole.

17. Method according to claim 14, further comprising measuring a circulation time between injection of the at least one RFID device and detection of the at least one RFID device and estimating a volume of the borehole using the circulation time.

18. Method according to claim 17, where the volume is an annulus volume between the drill string and the borehole.

19. Method according to claim 14, where the at least one RFID device is injected at a location selected from at least one of a location on the surface and a location in the wellbore.

20. Method according to claim 14, where the collection unit is in fluid communication with a return line placed at a location on the surface and in fluid communication with an annulus portion in the borehole.

21. Method according to claim 20, where the detector is arranged on a part of the return line.

22. Method according to claim 14, where the detection comprises emitting an electromagnetic detection signal in the collection unit and causing the at least one RFID device to emit a return signal to identify at least one of the at least one RFID device and the data content therein.