NO20130027A1 - Formasjonsevalueringssonder, settkvalitet og fremgangsmate for datainnsamling - Google Patents

Abstract

I noen utførelsesformer kan en anordning og et system, så vel som en fremgangsmåte og et produkt, operere for å bevege en borehullstetning på plass i forhold til veggen i et borehull, samtidig med overvåkning av borehullstetningskontaktkvalitetsdata, som kan omfatte borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data. Operasjoner kan videre inkludere å justere bevegelsen av borehullstetningen basert på borehullstetningskontaktkvalitetsdataene. Ytterligere anordninger,. systemer og fremgangsmåter er beskrevet.

Description

PROBEPLASSERINGSKVALITET VED FORMASJONSEVALUERING OG FREMGANGSMÅTE FOR INNSAMLING AV DATA

Bakgrunn

Prøvetakingsprogrammer blir ofte utført på oljefeltet for å redusere risiko. For eksempel, jo bedre en gitt prøve av formasjonsfluid representerer faktiske forhold i formasjonen som studeres, jo lavere er risikoen for å forårsake feil under videre analyse av prøven. I og med at dette er tilfelle, foretrekkes vanligvis nedihullsprøver framfor overflateprøver, på grunn av feil som akkumuleres under separering på brønnstedet, ny blanding på laboratoriet og forskjellene i måleinstrumenter og teknikker som benyttes for å blande fluidene til en sammensetning som representerer det opprinnelige reservoarfluidet. Nedihullsprøvetaking kan imidlertid også være kostbart når det gjelder tid og penger, slik som når prøvetakingstid øker på grunn av at prøvetakingseffektiviteten er lav.

Kort beskrivelse av tegningene

FIG. 1 er et blokkdiagram av en anordning og et system ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 2 er et gjennomskåret grunnriss av tetningsformasjonens grenseflate ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 3 illustrerer gjennomskårne front- og sideriss av en borehullstetning ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen.

FIG. 4 illustrerer en brønnkabelsystemsutførelsesform av oppfinnelsen.

FIG. 5 illustrerer en boreriggsystemutførelsesform av oppfinnelsen.

FIG. 6 er et flytdiagram som illustrerer flere fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 7 er et blokkdiagram av et fremstillingsprodukt, inkludert en spesifikk maskin, ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

Ulike utførelsesformer av oppfinnelsen kan brukes for å overvåke den akustiske signaturen til en borehullstetning (f.eks. en pute, en pakning eller en nedihulls fluidprøvetakingsprobetetning) under tetnings- og fluidprøvetakingsaktiviteter. Andre miljødata kan også overvåkes. De akustiske egenskapene til en tetning kan for eksempel brukes for å detektere tetningskontaktkvaliteten på formasjonsevalueringsprøvetakings-verktøy av putetypen når putene er plassert, for å sike kvaliteten på operasjonen og detektere lekkasje eller endringer i betingelser under fluidprøvetakingsoperasjoner, og å måle en kompresjonsmodulus/-indeks for hver pute som plasseres. I tilfellet av en detektert svikt, kan fjellets mekaniske egenskaper estimeres, og kvaliteten på den forsøkte gjen-plasseringen av puten kan sikres.

Deteksjonen av en begynnende svikt i tetningen kan brukes for å mate en styringsalgoritme som driver en pute-/pakningsplasseringsprosess. Overvåking av innløpstrykket til verktøyet er mulig; likedan overvåking av det hydrauliske plasseringstrykket til en probe som er omgitt av tetningen. Disse datakomponentene kan også tilveiebringe et signal om å styre plasseringen av en formasjonsevalueringsprobe som avhenger av formasjonsstyrken. Den opprinnelige plasseringen av proben kan også brukes for å angi mål på veggenes jevnhet, noe som kan tjene som en omvendt prediktor for vanskeligheter med å kjøre kompletteringen.

Når et formasjonsevalueringsverktøy plasseres for å evaluere en formasjon, kjøres puter eller pakninger ut for å berøre formasjonen og tettes deretter ved å øke trykket mot formasjonen. Ytterligere trykk og påføres for å hindre lekkasje av borehullsfluidene inn i et isolert volum av borehullet som er frembrakt nær putens senter eller mellom pakningene. Trykket inne i dette isolerte volumet av borehullet reduseres deretter, noe som i sin tur forårsaker at fluid strømmer fra formasjonen, gjennom filterkaken på borehullets vegg og inn i formasjonsevalueringsverktøyet. Fra tid til annen kan tetningen forsvinne mellom puten/pakningene og borehullsoverflaten og slik tillate at slam strømmer inn i målingsvolumet. Denne inntrengingen av slam kan oppheve en eventuell fordel som er oppnådd ved å isolere testvolumet inne i borehullet. Vanligvis bøtes det på situasjonen, dersom den blir oppfanget tidlig, ved å øke kreftene som plasserer tetningsoverflatene, eller ved å trekke verktøyet av veggen og deretter initiere en ny plasseringssekvens. Gjenplasseringsprosessen er kostbar med hensyn til tid og slitasje på ustyr.

I noen utførelsesformer overvåkes probens akustiske signatur: under plasseringsprosessen og etterpå. Overvåkingen kan gjennomføres ved å bruke en kraft- eller trykkmembran under puten og/eller en passiv akustisk probe anbrakt i hydraulikken bak proben, eller kanskje ved å bruke en wafer/punktsensor under formasjonstetningsputen. Med tillegg av en probeforskyvningsmåling (reell eller syntetisk), kan

hydraulikkplasseringstrykkdata konverteres til en fjellhardhetsindeks, som i sin tur brukes for å forutsi utfallet av probeplasseringer, så vel som hullstabilitet under komplettering og produksjon. I noen utførelsesformer kan tetningskontaktkvalitetsovervåkingen og tetningsanbringelses-justeringssekvensen implementeres som følger.

Først kan det (hydrauliske eller elektriske) drivstøyet som strekkingen av puten til formasjonens vegg innebærer, brukes til å bygge en akustisk grunnlinje. Deretter kan den innledende kontakten med filterkaken registreres som en lavamplitudehendelse (f.eks en "skvalpelyd"). Dette kan etterfølges av en detekterbar serie av lyder som dannes når puten delvis tetter og borehulloverflateujevnheter knuses og slik fremkaller intermitterende piping, knaking og smell når tetningsforsiden setter seg på veggen.

Så snart det foreligger en hard tetning, økes trykket ytterligere for å generere bergmekanikkdata; trykket på tetningen økes inntil en plutselig frigjøring av støtte, noe som kanskje indikerer svikt i fjell, indikeres. Fluidprøvetakingen kan utvides, og probeutvidelsestyrken måles (noe som er velkjent for fagmannen), slik at en fordypningshardhet eller indeks for formasjonen kan beregnes.

Etter at trykket inne i det isolerte (tettede) volumet er redusert, og under fluidpumpingsfasen, vil det akustiske miljøet nær tetningen inkludere pumpelyder og hydrodynamiske lyder tilveiebrakt av bevegelse av reservoirfluidene. Noen lyder av interesse inkluderer kavitasjon (f.eks. ved å pumpe fluidet med tilstrekkelig neddragingstrykk til å bevirke en endring i faseadferd), og høyamplitude, pulsmodulerte frekvensutbuddsegenskaper ved putetetningssvikt. Det kan også forekomme noe piping pga. fluidstrømning i porøse medier. Ytterligere parametre av interesse med hensyn til fluidstrømningen kan inkludere formasjonsporehalsstørrelse, fluidets kompressibilitet, fluidets viskositet og fluidets strømningsrate.

I flere utførelsesformer utviser enkeltfasefluidstrømning sonisk adferd med et relativt lavt nivå av dynamikk, mens flerfasestrømning vil utvise et modulert sett av pulser på grunn av den intermittente strømningen av gass og væske. Endringer i sammensetning av fluidet vil endre lydhastigheten i fluidet og slik revidere systemets akustiske signatur. Observering av en mer konstant akustisk tone kontra en modulert tone, sammen med den ønskede fluidstrømningsdynamikken, kan slik bidra til å indikere at en tilfredsstillende tetningskvalitet blir opprettholdt.

Som kjent for fagmannen viser belastning kontra forskyvningskurver tatt fra jordstabilitetstesting at når kompresjonsmodulusen beregnes langs den lineære delen av kurven, indikerer en rask endring i helningen et omslag fra elastisk til plastisk deformasjon foran proben. Dette omslaget kan ledsages av et tap av permeabilitet på grunn av knusing. Etter som differensialet mellom det hydrostatiske trykket og formasjonstrykket til en tetningspute i drift øker ytterligere, påføres høyere putebelastning for å opprettholde en sikker tetning, noe som i sin tur øker muligheten for at formasjonen svikter (f.eks. ved å sige bort fra en funksjonell tetning), det blir mer sannsynlig at formasjonen siger i myke og ukonsoliderte formasjoner. Når trykkene økes ytterligere, oppstår katastrofal svikt.

Fig. 1 er et blokkdiagram av en anordning 102 og et system 100 ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Anordningen 102 kan omfatte et nedihullsverktøy 104 (f.eks. et pumpet formasjons-evalueringsverktøy) som inkluderer en trykkmålingsinnretning 108 (f.eks. manometer, trykktransduser, strekklapp etc). Anordningen 102 inkluderer også en sensordel 110, som kan omfatte en flerfasestrømningsdetektor 112.

Anordningen 102 kan videre omfatte én eller flere borehullstetninger 138 for å berøre formasjonen 148 og bistå i prosessen med å trekke ut fluid 154 fra formasjonen 148. Anordningen omfatter også én eller flere pumper 106 og én eller flere fluidkanaler 116. En prøvetakingsundermodul 114 (f.eks. en flerkammerdel) med evne til individuelt å velge en fluidlagringsmodul 150 til hvilken en fluidprøve kan drives, kan være til stede mellom pumpene 106 og fluidutgangen 162 på anordningen 102.

Trykkmålingsinnretningen 108 og/eller sensordelen 110 kan være anbrakt i fluidkanalen 116, slik at metningstrykk kan måles når fluid 154 pumpes gjennom verktøyet 104. Det bør bemerkes at selv om nedihullsverktøyet 104 vises som sådan, kan noen utførelsesformer av oppfinnelsen implementeres ved å bruke et brønnkabelloggeverktøylegeme. Av klarhetshensyn og økonomiske hensyn, og for ikke å fordunkle de ulike illustrerte utførelsesformene, er imidlertid ikke denne implementeringen vist eksplisitt i denne figuren.

Anordningen 100 kan også inkludere logikk 140, som kanskje omfatter et prøvetakingsstyringssystem. Logikken 140 kan brukes for å oppnå tetningskontaktkvalitetsdata 158, så vel som formasjonsfluidegenskapsdata, inkludert metningstrykk.

Anordningen 102 kan inkludere et datainnsamlingssystem 152 for å kobles til verktøyet 104 og for å motta signaler 142 og data 160 generert av trykkmålingsinnretningen 108 og sensordelen 110, så vel som fra sensorer som kan være inkludert i tetningene 138. Datainnsamlingssystemet 152, og/eller noen av dets komponenter, kan være anbrakt nedihulls, kanskje i verktøyhuset eller verktøylegemet, eller ved overflaten 166, kanskje som del av en datamaskinarbeidsstasjon 156 i en overflateloggesinstallasjon.

I noen utførelsesformer av oppfinnelsen kan den nedihulls anordningen 102 operere for å utføre funksjonene til arbeidsstasjonen 156, og disse resultatene kan overføres til overflaten 166 og/eller brukes til å styre det nedihulls prøvetakingssystemet direkte.

Sensordelen 110 kan omfatte én eller flere sensorer, inkludert en flerfasestrømningsdetektor 112 som omfatter et densitometer, en boblepunktsensor, en kompressibilitetssensor, en lyd hastig hetssensor, en ultrasonisk transduser, en viskositetssensor og/eller en optisk densitetssensor. Det bør bemerkes at et densitometer ofte brukes heri som ett eksempel på en flerfasestrømningsdetektor 112, men dette er av hensyn til klarhet og ikke begrensning. Det vil si at de andre sensorene nevnt ovenfor kan brukes istedenfor et densitometer, eller i kombinasjon med dette. Uansett kan målesignalene 142 tilveiebrakt av sensordelen 110 og data 160 tilveiebrakt av tetningssensorene brukes som de er, eller utjevnet

ved å bruke analoge og/eller digitale fremgangsmåter.

En styringsalgoritme kan slik brukes for å programmere prosessoren 130 til å detektere borehullstetningskontaktkvalitet, kanskje basert på tilstedeværelsen av flerfasefluidstrømning. Fluidets 154 volumetriske fluidstrømningsrate som går inn i tetningene 138 etter ordre fra pumpen 106, kan reduseres fra et innledningsvis (høyt) nivå for å opprettholde en hovedsakelig maksimumstrømningsrate ved hvilken enkeltfasestrømning kan forekomme. Pumpen 106 kan omfatte en énveispumpe eller en toveispumpe.

Når en høy innledende pumperate brukes, kan kavitasjon i prøven oppstå, men når den volumetriske strømningsraten reduseres, oppnås enkeltfasestrømning, og mer effektiv prøvetaking oppstår. Dette kan bevirke til å senke kontaminasjonen i prøven på grunn av et gjennomsnittlig prøvetakingstrykk som er høyere enn det som er tilveiebrakt ved andre tilnærminger. I noen utførelsesformer kan denne samme mekanismen brukes med tetninger 138 som har prober av typen fokusert prøvetaking (eng.: focused sampling) for å bestemme om beskyttelsesringen (som omgir en indre prøvetakingsprobe) fjerner nok fluid til effektivt å skjerme den indre proben. En telemetrisender 144 kan brukes for å sende data oppnådd fra flerfase-strømningsdetektoren 112 og andre sensorer i sensordelen 110 og tetningene 138 til prosessoren 130, enten nedihulls eller på overflaten 166.,

FIG. 2 er et gjennomskåret grunnriss av tetningsformasjonens grenseflate 248 ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Her vises én enkelt tetning 138 i tverrsnitt. Filtratet 262 som omgir borehullet 264, er trukket inn i det isolerte volumet 258 skapt av tetningen 138, og deretter inn i proben 268 av pumpen 280 og skaper slik et strømningsfelt av fluid 154 ved inngangen til tetningen 138. Fluidet 154 strømmer langs kanalen som et énfase- eller flerfasefluid, hvor dets egenskaper kan måles av sensordelen 110 (se FIG. 110).

Betrakt aktiviteten inne i det isolerte volumet 258. Interstitielle volumer i formasjonen 148 fylles med fluidet 154. Pumping starter og fluid 154 beveger seg inn i det isolerte volumet 258. Strømningskanaler inne i verktøyet 104 er store sammenlignet med formasjonens 148 filterkakede overflate. Pumperaten kan trappes opp skrittvis inntil differensialtrykket får fluidet 154 i reservoaret til å revne kaken. Dette sender noe av fluidet 154 inn i verktøyet 104 så vel som noen fine partikler (f.eks. detekterbart ved å bruke et densitometer i verktøyet 104). Pumperaten kan fortsette å øke og bringe mer fluid 154 inn i verktøyet, inntil enten en forhåndsinnstilt grense påtvinges eller densitometerutdataene indikerer gassutbrudd fra en væske (f.eks. boblepunkt) eller væske faller ut av en gass (f.eks. duggpunkt). Begge omstendigheter kan bevirke til å drive densitometermålingene fra å indikere enkeltfase jevn adferd til mer forbigående flerfaseovergangsadferd.

Det isolerte volumet 258 er et punkt med relativt høyt differensialtrykk når fluidet 154 beveger seg fra formasjonen 148 til pumpens 280 innløp. Trykkbølgen som trenger inn i det porøse mediet (f.eks. fjell) i formasjonen 148 på den andre siden av tetningen 138, beveger seg bort fra tetningen 138 som bestemt ved formasjonsgeometri, fluidets 154 viskositet og pumperaten. Et relativt lavere differensialtrykk på formasjonsfluidet 154 oppleves i det isolerte volumet 258 skapt av tetningen 138, og dette volumet 258 inneholder fluid 154 som aktivt feies inn i proben 258 når fluidet 154 beveges av pumpen 280. Så snart pumperaten har falt tilstrekkelig, kanskje til under fluidets 154 metningstrykk, viser fluidet 154 en synlig økning i viskositet på grunn av relativ permeabilitets-effekter. Nettoresultatet er skum generert i volumet 258, som brer seg inn i verktøyet 104 og til slutt videre til sensordelen 110 (se FIG. 1).

Rekonversjonen av tofasefluid 154 til enkeltfasefluid 154 kan utføres ved en reduksjon i den volumetriske pumperaten. Tiden fluidet 154 bruker på faktisk å nå flerfasestrømningsdetektoren for faseadferdsdeteksjon, vil styres av det totale strømningsvolumet i kanalen pluss volumet til fluidet 154 som for øyeblikket er anbrakt på pumpens 280 innsugingsside.

Forekomsten og bortfallet av tofasestrømningsadferd på flerfaseflytdetektoren (f.eks. densitometer) går på begge sider av fluidets 154 metningstrykk, og variansen omkring hver side av dette trykket, der fluid 154 trekkes ut av formasjonen 148, kan styres i noen grad ved å justere raten med hvilken den volumetriske strømningsraten endres (f.eks. om pumperaten endres lineært eller eksponensielt). Små endringer i pumperaten kan imidlertid også forlenge tiden som brukes for å bestemme

fluidets 154 metningstrykk.

Den volumetriske pumperaten på tidspunktet for faserekonversjonstrykk er av interesse, ettersom dette viser seg å være en effektiv pumperate. Det vil si en rate som bevirker til å opprettholde enkeltfasenaturen til fluidet 154 samtidig som det beveger den maksimale mengden av fluid inn i verktøyet 104.

Tetningen 138, som kan danne del av en formasjonspute eller formasjonspakning, kan omfatte en rekke komponenter. Disse inkluderer én eller flere sensorer 266 til å tilveiebringe akustiske data (som kan inkludere akustiske emisjonsdata, hvis ønskelig) og én eller flere sensorer 270 til å tilveiebringe borehullstetningskontakttrykkdata. I noen utførelsesformer kan én enkelt sensor (266 eller 270) tilveiebringe både akustiske data og borehullstetningskontakttrykkdata. For eksempel kan én enkelt piezotransduser brukt istedenfor sensorene 266, 270 (dvs. én sensor tar plassen til begge sensorene, slik at kun én enkelt sensor brukes til å tilveiebringe begge typer data) tilveiebringe et signal som har en vekselstrømsdel (AC-del) som akustiske data, og en likestrømsdel (DC-del) som borehullstetningskontakttrykkdata (f.eks. kontaktbelastning). En anbringelsesmekanisme 272 (f.eks. en hydraulisk eller elektrisk a kt ua to r) kan brukes til å bringe tetningen 138 på plass i forhold til borehullets 264 vegg.

FIG. 3 illustrerer gjennomskårne 320 front- 310 og sideriss av en borehullstetning 138 ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Her kan det ses at tetningskontakttrykkdatasensorene 270 kan anta ulike former. For eksempel, sensorene 270, 370 som en flerhet av adskilte kontakttrykksensorer kan anta form av en flerhet av punktkontaktsensorer P anbrakt med mellomrom eller flerhet av ringformede sensorer 370 for å oppfatte kontakttrykk på borehullstetningens 138 forside 372. Sensorene 270, 370 kan omfatte for eksempel strekklapper og/eller resistivitetssensorer.

Tetningens 138 forside 372 kan omfatte en hovedsakelig flat eller hovedsakelig konveks overflate. I noen utførelsesformer kan imidlertid tetningens 138 forside 372 omfatte en trinndelt profil, som vist i

tverrsnittrisset A-A i FIG. 3.

Med henvisning til figurene 1-3 kan det slik ses at mange utførelsesformer kan realiseres. For eksempel kan en anordning 102 omfatte én eller flere borehullstetninger 138, en anbringelsesmekanisme 272 til å bringe borehullstetningen(e) 138 på plass i forhold til borehullets 264 vegg, én eller flere første sensorer 270, 370 til å tilveiebringe borehullstetningskontakttrykkdata, og én eller flere andre sensorer 266 til å tilveiebringe akustiske data. Anordningen 102 kan videre omfatte en prosessor 130 til å justere operasjonen til anbringelsesmekanismen 272 basert på borehullstetningskontaktkvalitetsdata omfattende borehullstetningskontakttrykkdata og de akustiske dataene.

Kontakttrykkdata kan tilveiebringes av et antall sensortyper. Disse inkluderer én eller flere strekklapper og/eller resistivitetssensorer. Akustiske data (inkludert akustiske emisjonsdata) kan likeledes tilveiebringes av et antall sensortyper, så som en ultrasonisk sensor, en kvartsstrekklapp som har en vibrasjonsfrekvens beslektet med trykket/kraften på tetningen 138, eller en resistivitetssensor.

Én eller flere sensorer 266, 270, 370 kan være innebygd i tetningen 138. Anordningen 102 kan slik omfatte en sammenstilling hvori én eller flere av sensorene 266, 270, 370 er minst delvis innebygd i borehullstetningen 138. Flere trykksensorer 270, 370 kan være festet til tetningsforsiden 372. I noen utførelsesformer kan, som bemerket tidligere, én enkelt sensor (f.eks. 266, 270, eller 370) brukes for å tilveiebringe både akustiske data og borehullstetningkontakttrykkdata.

Ulike arrangementer av sensorene 266, 270, 370 er overveid. Trykksensorene 270, 370 kan slik omfatte en flerhet av adskilte kontakttrykksensorer til å føle kontakttrykk på en forside 372 av borehullstetningen 138. Trykksensorer kan anordnes som en flerhet av ringformede sensorer (f.eks. sensorer 370) eller en flerhet av punktkontaktsensorer (f.eks. sensorer P) anbrakt med mellomrom.

Elektriske eller hydrauliske aktuatorer kan brukes for å bevege tetningen 138 i forhold til veggen (den indre overflaten) av borehullet 264. Anbringelsesmekanismen kan slik omfatte en elektrisk drivmekanisme og/eller en hydraulisk drivmekanisme.

Anordningen 102 kan inkludere et stempel, kanskje som del av en pumpe til å trekke inn fluid, og en sensor til å måle neddragingstrykket. Anordningen 102 kan slik omfatte en pumpe 280 til å tilveiebringe et neddragingstrykk inne i fluidpassasjen (f.eks. volumet 258) gjennom tetningen 138. Anordningen 102 kan videre omfatte en sensor 282 til å måle neddragingstrykket i volumet 258.

Tetningen 138 kan ha en ytre forside 372 med en trappetrinnsprofil (se f.eks. seksjon A-A i FIG. 3). Profilen kan være dannet som en serie konsentriske ringer anbrakt lenger fra veggen etter hvert som ringenes diameter øker. Den ytre forsiden 372 til borehullstetningen 138 kan slik omfatte en trinndelt profil.

Et minne 148 kan brukes for å logge borehullstetningskontaktkvalitetsdata 158. Anordningen 102 kan slik omfatte et minne 148 til å lagre en logghistorikk over minst noen av borehullstetningskontaktkvalitetsdataene 158.

Telemetri kan brukes til å erstatte eller supplere lagring av borehullstetningskvalitetsdataene 158 nedihulls. Anordningen 102 kan slik omfatte en telemetrisender 144 til å sende minst noen av borehullstetningskontaktkvalitetsdataene 158 til prosessoren 130 (f.eks. en prosessor 130 i en loggeinstallasjon anbrakt på overflaten 166). Enda ytterligere utførelsesformer kan realiseres.

For eksempel illustrerer FIG. 4 en utførelsesform av oppfinnelsen med et brønnkabelsystem 464, og FIG. 5 illustrerer en utførelsesform av oppfinnelsen med et bo re rigg system 564. Systemene 100 (se FIG. 1) 464, 564 kan slik omfatte deler av et verktøylegeme 470 som del av en brønnkabelloggeoperasjon, eller av et nedihullsverktøy 524 som del av en nedihulls boreoperasjon.

FIG. 4 viser en brønn under brønnkabelloggeoperasjoner. En boreplattform 486 er utstyrt med en derrick 488 som bærer en heiseanordning 490.

Boringen av olje- og gassbrønner blir ofte utført ved bruk av en streng av borerør koblet sammen for å danne borestreng som senkes gjennom et rotasjonsbord 410 inn i et borehull 412. Her er det antatt at borestrengen har blitt midlertidig fjernet fra borehullet 412 for å tillate et brønnkabel-loggeverktøylegeme 470, så som en probe eller sonde, å bli senket av brønnkabel eller loggekabel 474 inn i borehullet 412. Verktøylegemet 470 senkes typisk til bunnen av det aktuelle området og trekkes deretter oppover med en hovedsakelig konstant hastighet.

På oppturen kan verktøybevegelsen stanses midlertidig på en serie av dybder og verktøyet settes til å pumpe fluider inn i instrumentene (f.eks. via tetningen(e) 138 og proben (268) inkludert i verktøylegemet 470. Ulike instrumenter (f.eks. sensorer 266, 270, 282, 370 og andre instrumenter vist i FIG. 1-3) kan brukes til å utføre målinger på undergrunnens geologiske formasjoner 414 som grenser til borehullet 412 (og verktøylegemet 470). Måledataene kan lagres og/eller prosesseres nedihulls (f.eks. via undergrunnsprosessor(er) 130, logikk 140 og minne 148) eller kommuniseres til en overflateloggeinstallasjon 492 for lagring, prosessering og analyse. Loggeinstallasjonen 492 kan være tilveiebrakt med elektronisk utstyr til ulike typer signalprosessering, som kan være implementert av en hvilken som helst eller flere av komponentene i anordningen 102 i FIG. 1. Lignende formasjonsevalueringsdata kan samles inn og analyseres under boreoperasjoner (f.eks. under logging under boringsoperasjoner (LWD-operasjoner) (LWD: logging while drilling) og ved utvidelse, prøvetaking under boring).

I noen utførelsesformer omfatter verktøylegemet 470 et formasjonstestings-verktøy til å oppnå og analysere en fluidprøve fra en underjordisk formasjon gjennom et borehull. Formasjonstestingsverktøyet er opphengt i borehullet ved hjelp av en brønnkabel 474 som kobler verktøyet til en overflatestyringsenhet (f.eks. omfattende en arbeidsstasjon 156 i FIG. 1 eller 454 i FIG. 4-5). Formasjonstestingsverktøyet kan legges ut i borehullet på kveilerør, leddet borerør, fastkablet borerør eller ved hjelp av enhver annen egnet utleggingsteknikk.

Anordningen 102 kan omfatte et langstrakt, sylindrisk legeme som har en styringsmodul, en fluidervervelsesmodul og fluidlagringsmoduler. Fluidervervelsesmodulen kan omfatte en utvidbar fluidinnslippsprobe (se f.eks. probe 268 i FIG. 2) og én eller flere utvid ba re tetninger 138. Fluid kan trekkes inn i verktøyet gjennom én eller flere prober av en fluidpumpingsenhet (f.eks. pumpen 280). Det fremskaffede fluidet 154 strømmer så gjennom én eller flere fluidmålingsmoduler (f.eks. element 108 og 110 i FIG. 1), slik at fluidet kan analyseres ved å bruke teknikkene beskrevet heri. Resulterende data kan sendes til arbeidsstasjonen 454 via brønnkabelen 474. Fluidet som det er tatt prøver av, kan lagres i fluidlagringsmodulene (f.eks. element 150 i FIG. 1) og gjenvinnes på overflaten 166 for videre analyse.

Ved så å se på FIG. 5 kan det ses hvordan et system 564 også kan danne en del av en borerigg 502 anbrakt på overflaten 504 av en brønn 506. Boreriggen 502 kan tilveiebringe støtte for en borestreng 508. Borestrengen 508 kan operere for å trenge gjennom et rotasjonsbord 410 for å bore et borehull 412 gjennom undergrunnsformasjoner 414. Borestrengen 508 kan inkludere et drivrør 516, borerør 518 og en bunnhullsammenstilling 520, kanskje anbrakt i den nedre delen av borerøret 518.

Bunnhullssammenstillingen 520 kan inkludere vektrør 522, et nedihullsverktøy 524 og en borekrone 526. Borekronen 526 kan operere for å skape et borehull 412 ved å trenge gjennom overflate- 504 og undergrunnsformasjonene 414. Nedihullsverktøyet 524 kan omfatte ethvert av et antall ulike typer verktøy inkludert MWD-verktøy (måling under boring-verktøy - eng.: mesurement while drilling tools), LWD-verktøy og andre.

Under boreoperasjoner kan borestrengen 508 (kanskje inkludert drivrøret 516, borerøret 518 og bunnhullssammenstillingen 520) roteres av rotasjonsbordet 410. I tillegg, eller alternativt, kan bunnhullssammenstillingen 520 også roteres av en motor (f.eks. en slammotor) som er anbrakt nedihulls. Vektrørene 522 kan brukes til å legge til vekt til borekronen 526. Vektrørene 522 kan også operere for å avstive bunnhullssammenstillingen 520 og slik tillate bunnhullssammenstillingen 520 å overføre den tillagte vekten til borekronen 526 og i sin tur til å assistere borekronen 526 i penetreringen av overflate- 504 og

undergrunnsformasjonene 414.

Under boreoperasjoner kan en slampumpe 532 pumpe borefluid (noen ganger kjent av fagmannen som "boreslam") fra en slamtank 534 gjennom en slange 536 inn i borerøret 518 og ned til borekronen 526. Borefluidet kan strømme ut fra borekronen 526 og returneres til overflaten 504 gjennom et ringformet område 540 mellom borerøret 518 og sidene av borehullet 412. Borefluidet kan så returneres til slamtanken 534, hvor slikt fluid filtreres. I noen utførelsesformer kan borefluidet brukes til å kjøle ned borekronen 526, så vel som til å tilveiebringe smøring for borekronen 526 under boreoperasjoner. I tillegg kan borefluidet brukes til å fjerne overflateformasjonskutt skapt ved betjening av borekronen 526.

Med henvisning til FIG. 1-5 kan det slik ses at i noen utførelsesformer kan et system 100, 464, 564 inkludere et nedihullsverktøy 524 og/eller et brønnkabelloggeverktøylegeme 470 for å huse én eller flere anordninger 102, liknende eller identiske med anordningen 102 beskrevet over og illustrert i FIG 1-3. Til dette dokumentets formål kan betegnelsen "hus" slik inkludere ethvert eller flere nedihullsverktøy 104, 524 eller et brønnkabelloggeverktøylegeme 470 (som hver har en ytre vegg som kan brukes til å omgi eller feste instrumenter, sensorer, fluidprøvetakings-innretninger, trykkmålingsinnretninger, tetninger, tetningsanbringelsesmekanismer, prosessorer og datainnsamlings-systemer). Nedihullsverktøyet 104, 524 kan omfatte et LWD-verktøy eller MWD-verktøy. Verktøylegemet 470 kan omfatte et brønnkabelloggeverktøy, inkludert en probe eller sonde, for eksempel koblet til en loggekabel 474. Mange utførelsesformer kan slik realiseres.

I noen utførelsesformer kan for eksempel et system 100, 464, 564 inkludere en skjerm 496 til å presentere den pumpevolumetriske strømningsraten, målt metningstrykk, tetningstrykk, probetrykk og annen informasjon, kanskje i grafisk form. Et system 100, 464, 564 kan også inkludere beregningslogikk, kanskje som del av en overflateinstallasjon 492, eller en datamaskinarbeidsstasjon 454, for å motta signaler fra fluidprøvetakings-innretninger, flerfasestrømningsdetektorer, trykkmålingsinnretninger, probeforskyvningsmåleinstrumenter og andre instrumenter til å bestemme justeringer som skal foretas med hensyn til tetningsplassering og pumpe i en fluidprøvetakingsinnretning, for å bestemme kvaliteten på borehullstetningskontakten.

Et system 100, 464, 564 kan slik omfatte et nedihullsverktøy 104 og én eller flere anordninger 102 minst delvis huset av nedihullsverkstøyet 104. Anordningen 102 brukes for å bestemme borehullstetningskontaktskvaliteten og kan omfatte én eller flere borehullstetninger, en anbringelsesmekanisme, sensorer til å tilveiebringe borehullstetningkontakt-trykkdata, sensorer til å tilveiebringe akustiske data og én eller flere prosessorer, som tidligere nevnt.

Verktøyet 104 kan omfatte et brønn ka be I verktøy 470 eller et MWD-verktøy 524. Systemet 100, 464, 564 kan videre omfatte et minne til å lagre en logghistorikk over minst noen av borehullstetningskontaktkvalitetsdataene og/eller en telemetrisender til å sende minst noen av borehullstetningskontaktkvalitetsdataene til prossoren(e).

Systemene 100, 464, 564; anordning 102; nedihullsverktøy 104; pumper 106, 280; trykkmålingsinnretning 108; sensordel 110; flerfasestrømnings-detektor 112; prøvetakingsundermodul 114; fluidkanal 116; prosessor(er) 130; logikk 140; signaler 142; transmitter 114; minne 148; fluidlagringsmodul 150; datainnsamlingssystem 152; fluid 154; datamaskinarbeidsstasjon 156; data 158, 160; fluidutgang 162; grenseflate 248; volum 258; filtrat 262; borehull 264; sensorer 266, 270, 370, D, P, probe 268; anbringelsesmekanisme 272; forside 372; rotasjonsbord 410; verktøylegeme 470; boreplattform 486; derrick 488; slange 490; loggeinstallasjon 492; skjerm 496; borerigg 502; borestreng 508; drivrør 516; borerør 518; bunnhullssammenstilling 520; vektrør 522; nedihullsverktøy 524; borekrone 526; slampumpe 532 og slange 536 kan alle karakteriseres som "moduler" heri. Slike moduler kan inkludere maskinvarekretssystemer, og/eller en prosessor og/eller minnekretssystemer, programvaremoduler og objekter, og/eller fastvare og kombinasjoner derav, som ønsket av arkitekten for anordningen 102 og systemene 100, 464, 564, og som hensiktsmessig for spesielle implementeringer av ulike utførelsesformer. I noen utførelsesformer kan for eksempel slike moduler inkluderes i en anordnings- og/eller system-operasjonssimuleringspakke, så som en programvareelektrisksignal-simuleringspakke, en kraftbruks- og distribusjonssimuleringspakke, en kraft-/varmedissipasjonssimuleringspakke, og/eller en kombinasjon av programvare og maskinvare brukt for å simulere operasjonen til ulike potensielle utførelsesformer.

Det skal forstås at anordningen og systemene til ulike utførelsesformer kan brukes i andre anvendelser enn til loggeoperasjoner, og ulike utførelsesformer skal følgelig ikke være slik begrenset. Illustrasjonen av anordning 102 og systemer 100, 464, 564 er ment å tilveiebringe en generell forståelse av strukturen til ulike utførelsesformer, og de er ikke ment å tjene som en fullstendig beskrivelse av alle elementene og trekkene til anordning og systemer som kan gjøre bruk av strukturene beskrevet heri.

Anvendelser som kan inkludere den nye anordningen og de nye systemene til ulike utførelsesformer, inkluderer elektroniske kretssystemer brukt i høyhastig hetsdata maski ner, kommunikasjons- og signalprosesserings-kretssystemer, modemer, prosessormoduler, innebygde prosessorer, data brytere og anvendelsesspesifikke moduler. Slike anordninger og systemer kan videre inkluderes som underkomponenter innen en rekke elektroniske systemer, så som TV-apparater, mobiltelefoner, personlige datamaskiner, arbeidsstasjoner, radioer, videospillere, kjøretøy, signalprosessering for geotermiske verktøy og intelligent transduser-grensesnittnodetelemetri-systemer (eng.: smart transducer interface node telemetry systems), blant andre. Noen utførelsesformer inkluderer et antall fremgangsmåter.

For eksempel er FIG. 6 et flytdiagram som illustrerer flere fremgangsmåter 611 for å bestemme borehullstetningskontaktkvalitet og for å bruke bestemmelsen til å justere tetningsanbringelsen i forhold til borehullsveggen, ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. En prosessorimplementert fremgangsmåte 611 til å utføres på én eller flere prosessorer som utfører fremgangsmåten, kan slik begynne ved blokk 621 med å bevege en borehullstetning på plass i forhold til en vegg i et borehull, samtidig med overvåkning av borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data (som kan inkludere akustiske emisjonsdata). Dersom kvaliteten på borehullstetningen vurderes til ikke å være tilfredsstillende ved blokk 633, kan fremgangsmåten 611 omfatte, ved blokk 637, å justere bevegelsen av borehullstetningen basert på borehullstetningskontakt-kvalitetsdataene. Som del av overvåkningen av tetningskontaktkvaliteten ved blokk 625 kan det bemerkes at borehullstetningskontakttrykkdata kan omfatte flere komponenter. Borehullstetningskontakttrykkdataene kan slik omfatte borehullstetningskontaktstyrke og/eller borehulletetningskontaktområde.

Som del av overvåkningen av tetningskontaktkvaliteten ved blokk 625 kan det bemerkes at de akustiske dataene kan digitaliseres og prosesseres. Aktiviteten ved blokk 625 kan slik omfatte å digitalisere de akustiske dataene for å tilveiebringe digitaliserte akustiske data og å prosessere de digitaliserte akustiske dataene i tids- og/eller frekvensområdene for å bestemme en måling av tetningskvalitet forbundet med borehullstetningen.

Som del av overvåkningen av tetningskontaktkvaliteten ved blokk 625 kan det bemerkes at fluidprøvetakingsprobeforskyvningskomponenter kan overvåkes. Aktiviteten ved blokk 625 kan slik omfatte å overvåke fluidprøvetakingsprobeforskyvningsdata omfattende minst én av forskyvningsavstand eller forskyvningsstyrke.

Som del av overvåkningen av tetningskontaktkvalitet ved blokk 625 kan det bemerkes at flertetningskontakttrykkmålinger kan overvåkes hovedsakelig simultant. Aktiviteten ved blokk 625 kan slik omfatte å overvåke tetningskontakttrykkdataene for å inkludere en flerhet av adskilte og hovedsakelig simultane kontakttrykkmålinger på forsiden av en borehullstetning.

Som del av overvåkningen av tetningskontaktkvalitet ved blokk 625 kan det bemerkes at endringer i tetningsforsideprofilen kan detekteres, noe som kanskje indikerer et forventet spekter av trykk eller forringelse av tetningskvaliteten. Dersom tetningene for eksempel har trinndelt profil (se tetningsforsiden 372 i FIG. 3), kan antall trinn som har blitt komprimert, indikere kvaliteten på tetningskontakten. Aktiviteten ved blokk 625 kan slik omfatte å bestemme en endring i borehullstetningskontaktkvalitetsdataene i samsvar med endringer i profilen til borehullstetningens forside.

I noen utførelsesformer kan bestemmelsen av hvorvidt kvaliteten på borehullstetningskontakten er tilfredsstillende inkludere å sammenligne de akustiske dataene med amplitudeprofiler. Aktiviteten ved blokk 633 kan slik omfatte å sammenligne minst en del av de akustiske dataene med en utvalgt lydamplitudeprofil.

I noen utførelsesformer kan bestemmelsen av hvorvidt kvaliteten på borehullstetningskontakten er tilfredsstillende inkludere å sammenligne de akustiske dataene med frekvensdistribusjonsprofiler. Aktiviteten ved blokk 633 kan slik omfatte å sammenligne minst en del av de akustiske dataene med en utvalgt lydfrekvensdistribusjonsprofil.

I noen utførelsesformer kan bestemmelsen av hvorvidt kvaliteten på borehullstetningskontakten er tilfredsstillende inkludere å bestemme eksistensen av kavitasjon i forhold til fluid som beveger seg gjennom en passasje i tetningen, kanskje akustisk, eller ved andre fremgangsmåter. Kavitasjon kan også indikere tetningssvikt. Aktiviteten ved blokk 633 kan slik omfatte å detektere kavitasjon av et formasjonsfluid som passerer gjennom borehullstetningen under neddragingspumpeaktivitet.

I noen utførelsesformer kan bestemmelsen av hvorvidt kvaliteten på borehullstetningskontakten er tilfredsstillende inkludere å skille de akustiske dataene ut fra graden av detektert modulasjon, noe som kanskje indikerer tetningssvikt eller -forringelse. Aktiviteten ved blokk 633 kan slik omfatte å bestemme om de akustiske dataene tilveiebringer én av en hovedsakelig kontinuerlig tone eller en hovedsakelig modulert tone (dvs. at den hovedsakelig kontinuerlige tonen indikerer en tilfredsstillende tetning, og den hovedsakelig modulerte tonen indikerer en utilfredsstillende tetning).

Borehullstetningen kan beveges for å opprettholde et valgt differensialtrykk innen det isolerte volumet, så som omkring 110 % til omkring 140 %, eller omtrent 120 % til 125 % av forskjellen mellom det hydrostatiske trykket og neddragingstrykket. Aktiviteten med å justere bevegelsen av borehullstetningen ved blokk 637 kan slik omfatte å opprettholde et differensialtrykk til borehullstetningen som er større enn en forskjell mellom det hydrostatiske trykket til den geologiske formasjonen tilstøtende til borehullsveggen, minus neddragingstrykket forbundet med en pumpe koblet til en fluidkanal gjennom borehullstetningen.

Bevegelse av borehullstetningen mot veggen til borehullet kan stoppes når forringelse av tetningskvalitet bestemmes, i samsvar med ulike målinger. Aktiviteten ved blokk 637 kan slik omfatte å stanse bevegelse av borehullstetningen basert på svekkelse i borehullstetningskvalitet forbundet med endringer i borehullstetningskontaktkvalitetsdataene.

Dersom kvaliteten på borehullstetningen vurderes til å være tilfredsstillende ved blokk 633, kan fremgangsmåten 611 fortsette til blokk 645 for å inkludere bestemmelse av spenningsregimeinformasjon fra adskilte kontakttrykkmålinger. Dette kan utføres ved å bruke sensorer (f.eks.

sensorer P i FIG. 3) lagt ut i en radial anordning over probens forside, slik at eksistensen av spenningstensorer langs ulike akser (f.eks. akser 330, 332) i

FIG. 3) kan bestemmes. For eksempel, slik det er kjent for fagmannen, ville et normalt spenningsregime angis når Sv > SH > Sh. Et strøkslippspenningsregime angis når SH > Sv > Sh. Et omvendt spenningsregime angis når SH > Sh > Sv. Og et isotropisk spenningsregime angis når SH = Sh

I noen utførelsesformer kan formasjonsjordsig måles over et spekter av differensialtrykk for å karakterisere formasjonen in situ, i motsetning til å karakterisere formasjonen i et laboratorium, utenfor nedihullsmiljøet. Fremgangsmåten 611 kan slik omfatte blokk 655, som inkluderer å måle formasjonsjordsig i en grenseflate mellom borehullstetningen og veggen under neddragingspumpeaktivitet for å karakterisere formasjonen tilstøtende til veggen over et spekter av neddragingstrykk. Jordsig kan for eksempel måles som en funksjon av fluidprobebevegelse mens tetningsaktuatorer og probeaktuatorer holdes på plass.

Det bør bemerkes at fremgangsmåtene beskrevet heri ikke må utføres i den beskrevne rekkefølgen eller i en spesiell rekkefølge. Videre kan ulike aktiviteter beskrevet med hensyn til fremgangsmåtene avdekket heri utføres på en iterativ, seriell eller parallell måte. Informasjon, inkludert parametere, kommandoer, operander og andre data, kan sendes og mottas i form av én eller flere bærebølger.

Anordningen 102 og systemene 100, 464, 564 kan implementeres i et maskintilgjengelig og lesbart medium, som er operasjonelt over ett eller flere nettverk. Nettverkene kan være trådbaserte, trådløse eller en kombinasjon av tråd baserte og trådløse. Anordningen 102 og systemene 100, 464, 564 kan brukes til å implementere, blant andre ting, prosesseringen forbundet med fremgangsmåtene 611 i FIG. 6. Moduler kan omfatte maskinvare, programvare og fastvare, eller enhver kombinasjon av disse. Ytterligere utførelsesformer kan slik realiseres.

For eksempel er FIG. 7 et blokkdiagram over fremstillingsprodukt 700, inkludert en spesifikk maskin 702, ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Når innholdet av denne beskrivelsen leses og forstås, vil fagmannen forstå på hvilken måte en programvare kan startes opp fra et datamaskinleselig medium i et datamaskinbasert system for å utføre funksjonene definert i programvaren.

Fagmannen vil videre forstå de ulike programmeringsspråkene som kan brukes for å skape én eller flere programvarer utformet for å implementere og utføre fremgangsmåtene beskrevet heri. Programmene kan struktureres i et objektorientert format, som bruker et objektorientert språk, så som Java eller C++. Alternativt kan programmene struktureres i et prosedyreorientert format som bruker et prosedyrespråk, så som assembly eller C. Programvarekomponentene kan kommunisere ved å bruke enhver av et antall mekanismer som er velkjente for fagmannen, så som grensesnitt for applikasjonsprogram eller interprosesskommunikasjonsteknikker, inkludert fjernprosedyrekall. Læren til ulike utførelsesformer er ikke begrenset til noe spesielt programmeringsspråk eller -miljø. Andre utførelsesformer kan slik realiseres.

For eksempel kan et fremstilingsprodukt 700, så som en datamaskin, et minnesystem, en magnetisk eller optisk disk, annen lagringsinnretning og/eller enhver type elektronisk innretning eller system inkludere én eller flere prosessorer 704 koblet til et maskinlesbart medium 708, så som et minne (f.eks. fjernbare lagringsmedier, så vel som ethvert minne som inkluderer en elektrisk, optisk eller elektromagnetisk leder) som har instruksjoner 712 lagret derpå (f.eks. dataprograminstruksjoner), som når de utføres av den ene eller de flere prosessorene 704 resulterer i at maskinen 702 utfører enhver av handlingene beskrevet med hensyn til ovennevnte fremgangsmåter.

Maskinen 702 kan ta form av et spesifikt datasystem, som har en prosessor 704 koblet direkte til et antall komponenter, og/eller som bruker en buss 716. Maskinen kan slik inkorporeres i anordningen 102 eller systemene 100, 464, 564 vist i FIG. 1-5, kanskje som del av prosessoren 130 eller arbeidsstasjonen 454.

Ved så å se på FIG. 7 kan det ses at maskinens 702 komponenter kan inkludere hovedminne 720, statisk eller ikke-flyktig minne 724 og masselagring 706. Andre komponenter koblet til prosessoren 704 kan inkludere en inndatainnretning 732, så som et tastatur eller en markørstyringsinnretning 736, så som en mus. En utdatainnretning 728, så som en videoskjerm, kan være anbrakt adskilt fra maskinen 702 (som vist) eller dannet som en integrert del av maskinen 702.

En nettverksgrensesnittsinnretning 740 til å koble prosessoren 704 og andre komponenter til et nettverk 744 kan også kobles til bussen 716. Instruksjonene 712 kan sendes eller mottas over nettverket 744 via nettverksgrensesnittsinnretningen 740 ved å bruke enhver av et antall velkjente overføringsprotokoller (f.eks. HyperText Transfer Protocol). Ethvert av disse elementene koblet til bussen 716 kan være fraværende, til stede enkeltvis eller til stede i flertall, avhengig av den spesifikke utførelsesformen som skal realiseres.

Prosessoren 704, minnene 720, 724 og lagringsinnretningen 706 kan hver inkludere instruksjoner 712, som, når de utføres, får maskinen 702 til å utføre enhver fremgangsmåte eller flere av fremgangsmåtene beskrevet heri. I noen utførelsesformer opererer maskinen 702 som en frittstående innretning eller kan forbindes (for eksempel forbindes via nettverk) med andre maskiner. I et nettverksforbundet miljø kan maskinen 702 operere i egenskap av server eller klientmaskin i serverklientnettverksmiljø, eller som en nodemaskin i et node-til-node (eller distribuert) nettverksmiljø.

Maskinen 702 kan omfatte en personlig datamaskin (PC), en nettbrett-PC, en digital-TV-boks (STB) (eng.: set-top-box), en PDA, en mobiltelefon, et Internett-hjelpemiddel, en nettverksruter, svitsj eller bro, server, klient eller enhver spesifikk maskin som er i stand til å utføre et sett av instruksjoner (sekvensielt eller på annen måte), og som styrer handlinger som skal foretas av vedkommende maskin for å implementere fremgangsmåtene og funksjonene beskrevet heri. Selv om kun én enkelt maskin 702 er illustrert, skal videre betegnelsen "maskin" også oppfattes som å inkludere enhver samling av maskiner som individuelt eller sammen utfører et sett (eller flere sett) med instruksjoner for å utføre én eller flere av metodikkene drøftet heri.

Selv om det maskinleselige mediet 708 er vist som ett enkelt medium, skal betegnelsen "maskinlesbart medium" oppfattes som å inkludere ett enkelt medium eller flere medier (f.eks. en sentralisert eller distribuert database, og/eller tilknyttede cacher og servere og eller en rekke lagringsmedier, så som registrene til prosessorene 704, minnene 720, 724 og lagringsinnretningen 706 som lagrer det ene eller de flere settene av instruksjoner 712. Betegnelsen "maskinlesbart medium" skal også oppfattes som å inkludere ethvert medium som er i stand til å lagre, kode eller bære et sett av instruksjoner som skal utføres av maskinen, og som får maskinen 702 til å utføre enhver metodikk eller flere av metodikkene til den foreliggende oppfinnelsen, eller som er i stand til å lagre, kode eller bære datastrukturer benyttet av eller tilknyttet et slikt sett av instruksjoner. Betegnelsene "maskinlesbart medium" eller "datamaskinlesbart medium" skal følgelig oppfattes som å inkludere berørbare medier, så som fastminner (eng.: solid-state memory) og optiske og magnetiske medier.

Ulike utførelsesformer kan implementeres som en frittstående applikasjon (f.eks. uten nettverksmulighet), en klientserverapplikasjon eller en node til node (eller distribuert) applikasjon. Utførelsesformer kan også for eksempel tas i bruk av 'Programvare-som-tjeneste' (SaaS) (eng.: Software-as-a-Service), en applikasjonstjenesteleverandør (ASP) (eng.: Application Service Provider) eller beregningstjenesteleverandører (eng.: utility computing providers), i tillegg til å selges eller lisensieres gjennom tradisjonelle kanaler.

Bruk av anordningen, systemene og fremgangsmåtene beskrevet heri kan gi formasjonsevalueringsklienter muligheten til å velge mer intelligent mellom gjentatte målinger og bevegelse av verktøyet. Tilleggsdata om fjellegenskaper som kan samles inn ved å bruke ulike utførelsesformer, kan gi informasjon angående valget av fremtidige testbeliggenheter innen den samme formasjonen, og borehull, så vel som bestemme hvordan tetnings-/probeplasseringstrykket skal justeres for å forsterke tetningen og/eller hindre svikt i fjellet. Innsamlede data kan også angi en prioritert erosjon av en del av borehullet (oppe i en horisontal brønn eller utsiden av en bue i en retningsboret brønn). Sanntidsanalyse eller hovedsakelig sanntidsanalyse av akustiske og mekaniske data kan brukes som styringsdata til en feedbackmekanisme som styrer plasseringen av en verktøypute, pakning eller probe ved å bruke tilstrekkelig kraft til å føre puten til borehullsveggen på en sikker måte, for å tette puten mot veggen uten svikt i fjellet på grunn av overkompresjon. Til slutt kan overvåking med hensyn til begynnende svikt og den akustiske signaturen til putelekkasje tilveiebringe en lavere gjennomsnittlig langsiktig putetetningskraft, og kanskje utvide levetiden til puter og pakninger som brukes til en jobb.

De medfølgende tegningene som utgjør en del herav, viser gjennom illustrasjon, og ikke som begrensning, spesifikke utførelsesformer i hvilke gjenstanden kan praktiseres. De illustrerte utførelsesformene er beskrevet i tilstrekkelig detalj til å sette fagmannen i stand til å praktisere læren beskrevet heri. Andre utførelsesformer kan benyttes og utledes derfra, slik at strukturelle og logiske utskiftinger og endringer kan foretas uten å avvike fra denne beskrivelsens omfang. Denne Detaljerte Beskrivelsen skal derfor ikke oppfattes i en begrenset betydning, og omfanget til ulike utførelsesformer er kun definert av de medfølgende kravene, sammen med hele spekteret av ekvivalenter til hvilke slike krav er berettiget.

Slike utførelsesformer av gjenstanden ifølge oppfinnelsen kan refereres til heri, individuelt og/eller kollektivt, ved betegnelsen "oppfinnelse" kun av bekvemmelighetshensyn og uten å mene med hensikt å begrense omfanget av denne søknaden til én enkelt oppfinnelse eller oppfinnelseskonsept dersom mer enn én faktisk er beskrevet. Selv om spesifikke utførelsesformer har blitt illustrert og beskrevet heri, bør det slik forstås at enhver anordning beregnet på å oppnå den samme hensikten kan erstattes med den spesifikke viste utførelsesformen. Denne beskrivelsen er ment å dekke enhver og alle tilpasninger eller variasjoner av ulike utførelsesformer. Kombinasjoner av utførelsesformene ovenfor, og andre utførelsesformer som ikke spesifikt er beskrevet heri, vil være åpenbare for fagmannen når denne gjennomgår beskrivelsen ovenfor.

Sammendraget av Beskrivelsen er tilveiebrakt for å være i samsvar med 37 C.F.R. §1.72(b), som krever et sammendrag som vil tillate leseren å raskt bringe på det rene den tekniske beskrivelsens natur. Det er gitt ved forståelsen at det ikke vil brukes til å tolke eller begrense kravenes omfang eller mening. I tillegg kan det i den foregående Detaljerte Beskrivelsen ses at ulike trekk er gruppert sammen i én enkelt utførelsesform med det formål å strømlinjeforme beskrivelsen. Denne beskrivelsesfremgangsmåten skal ikke tolkes til å gjenspeile en intensjon om at utførelsesformene omfattet av kravene krever flere trekk enn dem som er eksplisitt anført i hvert krav. Som de følgende kravene gjenspeiler ligger gjenstanden ifølge oppfinnelsen snarere i færre enn alle trekk ved én enkelt beskrevet utførelsesform. De følgende kravene er slik herved innlemmet i den Detaljerte Beskrivelsen, der hvert krav står alene som en separat utførelsesform.

Claims (28)

1. Anordning, omfattende: en borehullstetning; en anbringelsesmekanisme til å bringe borehullstetningen på plass i forhold til en vegg i et borehull; én eller flere sensorer for å tilveiebringe borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data; og en prosessor til å justere operasjonen til anbringelsesmekanismen basert på borehullstetningskontaktkvalitetsdata omfattende borehullstetningskontakttrykkdataene og de akustiske dataene.

2. Anordningen ifølge krav 1, hvori den ene eller de flere sensorene inkluderer en første sensor omfattende: minst én av en strekklapp eller en resistivitetssensor.

3. Anordningen ifølge krav 2, hvori den ene eller de flere sensorene inkluderer en andre sensor omfattende: minst én av en strekklapp, en akustisk sensor eller en ultrasonisk sensor.

4. Anordningen ifølge krav 1, hvori minst én av den ene eller de flere sensorene er minst delvis innebygd i borehullstetningen.

5. Anordningen ifølge krav 1, hvori den ene eller de flere sensorene omfatter: en flerhet av adskilte kontakttrykksensorer til å føle kontakttrykk på en forside av borehullstetningen.

6. Anordningen ifølge krav 5, hvori flerheten av adskilte kontakttrykksensorer omfatter: én av en flerhet av ringformede sensorer eller en flerhet av punktkontkatsensorer anbrakt med mellomrom.

7. Anordningen ifølge krav 1, hvori anbringelsmekanismen omfatter: minst én av en elektrisk drivmekanisme eller en hydraulisk drivmekanisme.

8. Anordningen ifølge krav 1, videre omfattende: en pumpe til å tilveiebringe et neddragingstrykk inne i en fluidpassasje gjennom tetningen; og en annen sensor til å måle neddragingstrykket.

9. Anordningen ifølge krav 1, hvori en ytre forside av borehullstetningen omfatter en trinndelt profil.

10. System omfattende: et nedihullsverktøy; en borehullstetning mekanisk koblet til nedihullsverkstøyet; en anbringelsesmekanisme til å bringe borehullstetningen på plass i forhold til en vegg i et borehull; én eller flere sensorer til å tilveiebringe borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data; og en prosessor til å justere operasjonen til anbringelsesmekanismen basert på borehullstetningskontaktkvalitetsdata omfattende borehullstetningskontaktkvalitetsdataene og de akustiske dataene.

11. Systemet ifølge krav 10, hvori nedihullsverktøyet omfatter ett av et brønnkabelverktøy eller et måling under bo ring-verktøy.

12. Systemet ifølge krav 10, videre omfattende: et minne til å lagre en logghistorikk av minst noen av borehulls-tetningskonta kt kvalitetsdataene.

13. Systemet ifølge krav 10, videre omfattende: en telemetrisender til å sende minst noen av borehullstetningskontaktkvalitetsdataene til prosessoren.

14. En prosessorimplementert fremgangsmåte til å utføres på én eller flere prosessorer som utfører fremgangsmåten, omfattende: å bevege en borehullstetning på plass i forhold til en vegg i et borehull, samtidig med overvåkning av borehullstetningskontaktkvalitetsdata omfattende borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data; og å justere bevegelsen av borehullstetningen basert på borehulls-tetningskonta kt kvalitetsdataene.

15. Fremgangsmåten ifølge krav 14, hvori borehullstetningskontakttrykkdataene omfatter borehulletetningskontaktstyrke og/eller borehullstetnings-kontaktområde.

16. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende: å sammenligne minst en del av de akustiske dataene med en utvalgt lydamplitudeprofil og/eller en utvalgt lydfrekvensdistribusjonsprofil.

17. Fremgangsmåten ifølge krav 14, hvori de akustiske dataene omfatter akustiske emisjonsdata.

18. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende: å digitalisere de akustiske dataene for å tilveiebringe digitaliserte akustiske data; og å prosessere de digitaliserte akustiske dataene i minst ett av tids-eller frekvensområdene for å bestemme en måling av tetningskvalitet forbundet med borehullstetningen.

19. Fremgangsmåten ifølge krav 14, hvori overvåkningen videre omfatter: å overvåke fluidprøvetakingsprobeforskyvningsdata omfattende minst én av forskyvningsavstand eller forskyvningsstyrke.

20. Fremgangsmåten ifølge krav 14, hvori overvåkningen videre omfatter: å overvåke tetningskontakttrykkdataene inkludert en flerhet av adskilte og hovedsakelig simultane kontakttrykkmålinger på en forside av borehullstetningen.

21. Fremgangsmåten ifølge krav 20, videre omfattende: å bestemme spenningsregimeinformasjon fra de adskilte kontakttrykkmålingene.

22. Fremgangsmåten ifølge krav 14, hvori justeringen omfatter: å opprettholde et differensialtrykk til borehullstetningen som er større enn en forskjell mellom et hydrostatisk trykk til en geologisk formasjon tilstøtende til veggen, minus et neddragingstrykk forbundet med en pumpe koblet til en fluidkanal gjennom borehullstetningen.

23. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende: å måle formasjonsjordsig i en grenseflate mellom borehullstetningen og veggen under neddragingspumpeaktivitet for å karakterisere en formasjon tilstøtende til veggen over et spekter av neddragingstrykk.

24. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende: å detektere kavitasjon av et formasjonsfluid som passerer gjennom borehullstetningen under neddragingspumpeaktivitet.

25. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende: å bestemme om de akustiske dataene tilveiebringer én av en hovedsakelig kontinuerlig tone eller en hovedsakelig modulert tone.

26. Et produkt som inkluderer et maskinlesbart medium som har instruksjoner lagret deri, hvori instruksjonene, når de utføres, resulterer i en maskin som utfører: bevegelse av en borehullstetning på plass i forhold til en vegg i et borehull, samtidig med overvåkning av borehullstetningskontaktkvalitetsdata omfattende borehullstetningskontakttrykkdata og akustiske data; og justering av bevegelsen av borehullstetningen basert på borehulls-tetningskonta kt kvalitetsdataene.

27. Produktet ifølge krav 26, hvori instruksjonene, når de utføres, resulterer i at maskinen utfører: bestemmelse av en endring i borehullstetningskontaktkvalitetsdataene i samsvar med en endring i profil til en forside av borehullstetningen.

28. Produktet ifølge krav 26, hvori instruksjonene, når de utføres, resulterer i at maskinen utfører: stansing av bevegelse av borehullstetningen basert på svekkelse i borehullstetningskvalitet forbundet med endringer i borehullstetnings-konta kt kvalitetsdataene.