NO301095B1 - Metode og utstyr for utforelse av malinger under boring etter olje og gass - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en metode og utstyr for utførelse av målinger under boring etter olje og gass i formasjoner under jordoverflaten, spesielt VSP-målinger hvor det benyttes en seismisk kilde, sensorer, samt minne- og beregningsinnretning for lagring og prosessering av de seismiske signaler.

Ved utvinning av olje og gass fra formasjoner under jordoverflaten/havbunnen foretas det målinger i brønnene som bores for å fremskaffe opplysninger om f.eks. borekronens, posisjon, olje/gass sammensetning/kvalitet, trykk, temperatur og andre geofysiske og geologiske forhold.

Tradisjonelt foregår målinger av brønnene i fire faser av brønnenes levetid; under boring (MWD-Measurements While Drilling), under logging rett etter ferdigboring, under komplettering og i produksjonsfasen.

MWD er primært introdusert som et hjelpemiddel for styring (ved posisjonsmåling) under boring, men har etter hvert også funnet anvendelse som erstatning for logge-fasen.

Videre har MWD vist seg å være den eneste mulighet for innsamling av loggeinformasjoner ved brønnboringer med lang rekkevidde og ved horisontale brønnboringer. MWD utstyret har dessuten medført en reduksjon i logge-kostnadene samtidig som det altså har latt seg gjøre å utføre målinger der hvor dette tidligere ikke har vært mulig.

Når det gjelder seismiske målinger såsom VSP (Vertical Seismic Profiling), er det mest vanlig å utføre slike målinger i loggefasen, selv om det også finnes eksempler på registrering under komplettering og produksjon.

Det har lenge vært et ønske å utføre VSP-målinger under boring, såkalt MWD-VSP, for å spare utgifter, men det har frem til i dag ikke vært tilgjengelig utstyr for å foreta slike målinger.

VSP-målinger anvendes spesielt til å bestemme den vertikale gangtiden gjennom jorden i et frekvensområde som kjennetegner overflateseismiske registreringer. Herved vil detaljerte målinger foretatt i brønnen kunne sammenstilles med seismiske målinger fra jordens overflate. Ved VSP-målinger befinner kilden seg nær overflaten eller i brønnen med tilsvarende sensorer i brønnen eller nær overflaten. Dagens VSP-målinger blir samlet inn med en kilde nær havoverflaten og med registreringssystemet forbundet med loggekabelen. VSP målegeometrien kan videre nyttes for registrering av svakere reflekterte signaler som stammer fra strukturelle flate elementer (stratigrafiske grenser/forkastningsplaner) i umiddelbar (maks 1 km) nærhet til brønnen (primært under, men også til siden og over). MWD-VSP vil være likeverdig med en tradisjonelt logget VSP og vil samtidig kunne brukes som styrings/orienteringsredskap for selve boreprosessen.

Det er tidligere kjent en metode basert på "passiv" kilde MWD-VSP hvor borekronen agerer som kilde og hvor registreringsutstyret er plassert på havbunnen.

Denne metoden er av eldre opprinnelse og er den eneste som pr. i dag er utviklet for industriell anvendelse. Metoden, som i sin tid (ca. 1988) ble markedsført som avløser for tradisjonell VSP, har dog vist seg å inneholde så mange vesentlige begrensninger at data kun i lite omfang er samlet under de operasjonelle forhold som karakteriserer boring i Nordsjøen. Selskapene som oppfant metoden fremhever bruken av borekroner av typen "roller cone bit" som den vesentligste forutsetningen for i det hele tatt å generere kraftig nok signal. For andre borekroner vil metoden ikke være aktuell å nytte i det hele tatt, dvs. de fleste avgrensnings- og produksjonsbrønner i Nordsjøen vil falle utenfor. Det transmitterte signalet og første ankomsttiden er oftest til dels degradert med en relativ nøyaktighet på ca. 5 msec og med en absolutt nøyaktighet på ca. 10 msec. Disse usikkerhetene er ikke akseptable for målinger i avgrensnings- og produksjonsbrønner. De eksempler som kontraktorene har vist mhp. bruken av det reflekterte signalet har ikke blitt funnet brukbare, og de detaljer i de reflekterte signaler som er kritiske både i en boreoperasjon og i forbindelse med fintolkning av overflateseismikken etter boring ligger klart under det støynivå som registreringene inneholder.

De ulemper som kjennetegner den passive kilde som nevnt ovenfor kunne delvis ha vært avhjulpet ved å gjøre kilden kraftigere og kontrollerbar. Bl.a. har det i denne forbindelse vært foreslått å anvende kilder som lastes via sirkulasjonsslammet, og det har vært gjort forsøk med å anvende en telemetri-pulser som kilde. Videre har det vært gjort forsøk med spesialkilder som er kraftigere enn telemetri-pulseren. Det er imidlertid uklart hvorvidt en slik kilde vil være til skade for brønnen og om i det hele tatt det er nok energi i slam til å laste kraftigere kilder uten å redusere energien som skal anvendes for selve boreprosessen.

Fra patentlitteraturen er det ellers i US 4945987 beskrevet en innskyvningsmetode for utstyr for "vertikal" seismisk profilering i et avviksboret hull, med den seismiske kilden plassert nær overflaten. Metoden baserer seg på utførelse av målinger etter at boring er foretatt og er således ikke en MWD-løsning.

US 5096001 beskriver en metode for MWD-signaltransmisjon fra instrumenter i et avviksboret slankhull. Det blir nevnt en del potensielt anvendbare instrumenter for MWD i tilknytning til dette, bla. retningsboringsinstrumenter, f.eks. magnetometre og akselerometre (gravimetre), strainmålere, formasjonslogger som resistivitet, gamma ray. Det nevnes ikke seismiske måleinstrumenter blant disse.

US 5309404 beskriver en akustisk mottaker som er innrettet til å benyttes ved logging under boring.

EP 0479543 omhandler en metode for filtrering og annen pre-prosessering av seismiske data nedihulls, der det også finnes en klokke for eksakt tidfesting av registreringene. Imidlertid skjer telemetrien fra en minneenhet via kabel til overflaten.

Med foreliggende oppfinnelse er det kommet frem til en metode og design av utstyr for utførelse av seismiske målinger (MWD-VSP målinger) under boring hvor ovennevnte ulemper er helt eller i det alt vesentlige eliminert. Således er det kommet frem til en løsning som gjør det mulig å kunne foreta målinger i brønner med lang rekkevidde og i horisontale brønner og å kunne utnytte VSP-målingene aktivt som styringsredskap under boring. Både disse to nevnte forhold og det forhold at man overflødiggjør logging etter boring, vil medføre vesentlige kostnadsreduksjoner ved boring etter olje og gass.

Videre vil en utvidet bruk av beregningsenheten i borestrengen bety en optimal utnyttelse av kommunikasjonsmulighetene mellom borestreng og riggen.

I hht. oppfinnelsen er metoden karakterisert ved at den seismiske kilden plasseres på eller i nærheten av jordoverflaten og at signaler som denne genererer detekteres av hydrofonene eller geofonene som plasseres hhv. i nærheten av kilden på overflaten og i borestrengen, idet geofonene eller hydrofonene i borestrengen avgir de detekterte signal til en minne- og beregningsenhet i borestrengen som bearbeider signalene og viderefører dem helt eller delvis til en sentral dataprosesseringsenhet ved overflaten og idet hydrofonene eller geofonene på overflaten samtidig overfører de detekterte signal til den sentrale dataprosesseringsenheten på overflaten, hvorved kronometre med identisk lik tid som er knyttet hhv. til kilden og minne- og beregningsenheten i borestrengen muliggjør nøyaktig beregning av gangtid for de seismiske signal mellom kilden og geofonene eller hydrofonene i borestrengen.

Oppfinnelsen skal i det etterfølgende beskrives nærmere ved hjelp av eksempel og under henvisning til vedføyde tegninger hvor Fig. 1 i prinsipp viser metoden og utstyret som er oppfunnet og Fig. 2 viser eksempel på signal slik de vil bli registrert under gjennomføring av metoden.

Metoden og utstyret baserer seg på anvendelse av en fra en rigg eller båt 1 kontrollerbar,

seismisk kilde 2 som er anordnet på eller i nærheten av jordoverflaten samt en eller flere sensorer i form av en hydrofon 3 e.l. anordnet i nærheten av kilden 2 og som også er kontrollert fra riggen 7. I borestrengen 4 er det ytterligere innstøpt sensorer i form av en rekke geofoner (eller hydrofoner) 5 sammen med en minne- og beregningsenhet 6. Programvaren som benyttes i minne- og beregningsenheten er innrettet til å prosessere de registreringer (signal) som via elektriske kabler mottas fra de seismiske sensorene 5 eller andre registreringsenheter eller sonder for måling av temperatur, trykk e.l.

I minne- og beregningsenheten 6 i borestrengen 4 lagres alle data som registreres under boreoperasjonen. Bare de data som umiddelbart trengs, for eksempel akustiske data for å fastslå posisjonen til borehodet, blir overført via borestrengen 4 til en sentral dataprosesseringsenhet på riggen 7 på overflaten. Signal som mottas fra sensorene 3 i nærheten av kilden 2 blir samtidig overført fra riggen/båten 1 via radio/telemetri til den sentrale dataprosesseringsenheten 10 på boreplattformen. Alle andre data som registreres i minne- og beregningsenheten 6 i borestrengen og som ikke har umiddelbar interesse, blir overspilt til den sentrale enheten når borestrengen trekkes opp.

Viktige elementer for utstyret ifølge foreliggende oppfinnelse er anvendelse av kronometre 8 og 9 anordnet i tilknytning til minne- og beregningsenheten 6 i borestrengen 4, og den sentrale dataprosesseringsenheten på riggen 7. Disse kronometrene viser identisk lik tid med en nøyaktighet på ± 1 millisekund. Ved anvendelse av slike kronometre i tilknytning til utstyret som beskrevet i det foranstående vil det være mulig:

Utførelse av seismiske målinger under boring i hht. oppfinnelsen foregår ellers som følger: Sirkulasjonen av borevæsken i borestrengen stoppes samtidig som sensorene 5 i borestrengen startes for registrering av lydsignal som er avfyrt av den seismiske kilden 2.

I de etterfølgende 60-120 sekunder 0'f. Fig. 2) vil minne- og beregningsenheten 6 oppfange alle signaler fra sensorene på borestrengen. Fig. 2 viser signal som er registrert av en sensor etter fire seismiske skudd avfyrt av den seismiske kilden. Signalene inneholder både de transmitterte og reflekterte bølgeformer. Kildene må være avfyrt innenfor et fastsatt tidsintervall. Etter dette tidsintervallet kopieres bufferen til beregningsenheten og behandles mhp. å bestemme antall skudd, middelsankomsttiden og middelsamplituden av de først ankommende energier. Disse opplysninger kan returneres til overflaten når sirkulasjonen i borevesken er gjenopptatt..

Claims (2)

1. Metode for utførelse av målinger under boring etter olje og gass, spesielt VSP-målinger hvor det benyttes en seismisk kilde samt sensorer i form av hydrofoner og/eller geofoner koblet til en minne- og beregningsinnretning for lagring og prosessering av de seismiske signal, karakterisert ved at den seismiske kilden (2) plasseres på eller i nærheten av jordoverflaten og at signaler som denne genererer detekteres av hydrofonene (3,5) eller geofonene som plasseres hhv. i nærheten av kilden (2) på overflaten og i borestrengen (4), idet geofonene eller hydrofonene (5) i borestrengen avgir de detekterte signal til en minne- og beregningsenhet (6) i borestrengen som bearbeider signalene og viderefører dem helt eller delvis til en sentral dataprosesseringsenhet (10) ved overflaten (7) og idet hydrofonene eller geofonene (3) på overflaten samtidig overfører de detekterte signal til kilden på overflaten, hvorved kronometre (8,9) med identisk lik tid som er knyttet hhv. til kilden og minne- og beregningsenheten i borestrengen muliggjør nøyaktig beregning av gangtid for de seismiske signal mellom kilden (2) og geofonene eller hydrofonene i borestrengen.

2. Utstyr for utførelse av målinger under boring etter olje og gass, spesielt VSP-målinger hvor det benyttes en seismisk kilde samt sensorer i form av hydrofoner og/eller geofoner koblet til en minne- og beregningsinnretning for lagring og prosessering av de seismiske signal, karakterisert ved at den seismiske kilden (2) er anordnet på eller i nærheten av jordoverflaten og at signaler som denne genererer detekteres av hydrofonene (3,5) eller geofonene som er anordnet hhv. i nærheten av kilden (2) på overflaten og i borestrengen (4), idet geofonene eller hydrofonene (5) i borestrengen avgir de detekterte signal til en minne- og beregningsenhet (6) anordnet i borestrengen som bearbeider signalene og viderefører dem helt eller delvis til en sentral dataprosesseringsenhet (10) på riggen (7) og idet hydrofonene eller geofonene (3) på overflaten samtidig overfører de detekterte signal til den sentrale dataprosesseringsenheten på overflaten, hvorved kronometre (8,9) med identisk lik tid som er knyttet hhv. til kilden og minne- og beregningsenheten i borestrengen muliggjør nøyaktig beregning av gangtid for de seismiske signal mellom kilden (2) og geofonene eller hydrofonene i borestrengen.