DE102006059935A1

DE102006059935A1 - Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben

Info

Publication number: DE102006059935A1
Application number: DE102006059935A
Authority: DE
Inventors: Julian J. Houston Pop; Reza Sugar Land Taherian; Martin E. Poitzsch; Jacques R. Houston Tabanou
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2005-12-19
Filing date: 2006-12-19
Publication date: 2007-06-28
Also published as: US7458257B2; CA2569358C; GB2433273B; GB0623118D0; US7752906B2; US20090049889A1; CA2569358A1; US8056408B2; US20070137293A1; US20090050369A1; GB2433273A

Abstract

Ein Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch (11) umgeben, das mit einer Bohrkrone (15) am Ende eines Bohrstrangs (12) unter Verwendung von Bohrfluid (26) gebohrt wird, das durch den Bohrstrang (12) hinabfließt, durch die Bohrkrone (15) austritt und durch den Ringraum zwischen dem Bohrstrang (12) und dem Umfang des Bohrlochs (11) zur Erdoberfläche zurückkehrt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst: Beschaffen im Bohrloch (11) in der Nähe der Bohrkrone (15) einer Vor-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Bohrstrang (12), wenn er sich der Bohrkrone (15) nähert, Beschaffen im Bohrloch (11) in der Nähe der Bohrkrone (15) einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Ringraum, der nach seinem Austritt aus der Bohrkrone (15) mit der gebohrten Erdformation mitgezogen wird, Ausführen von Vor-der-Bohrerspitze-Messungen an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe, Ausführen von Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe und Bestimmen einer Eigenschaft der Formationen anhand der Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte und der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben, nach dem Oberbegriff des Anspruchs 1 bzw. 11. Sie bezieht sich auf das Gebiet der Bestimmung von Eigenschaften der ein Erdbohrloch umgebenden Formation und insbesondere auf die Bestimmung solcher Eigenschaften mittels Messungen im Bohrloch während des Bohrprozesses.
Vor der Einführung von Werkzeugen und Messungen zum Protokollieren während des Bohrens (LWD, Iogging while drilling) waren die Analyse von Bohrabfällen und die Schlammgasuntersuchung die hauptsächlichen Formationsbewertungstechniken, die während des Bohrens angewandt wurden. Mit dem Aufkommen von LWD verlor die Schlammgasuntersuchung einiges an Bedeutung und wurde als "Niedrigtechnologiedisziplin" angesehen. In jüngster Zeit findet sie jedoch wieder Anklang, da Bohrführer in der Lage gewesen sind, wertvolle Lagerstätteninformationen zu entnehmen, die sie durch andere, relativ teure Verfahren nicht erlangen konnten.
Der moderne Lösungsweg zur Schlammgasuntersuchung ist grundlegend derselbe, wie er herkömmlicherweise gewesen ist: Entnehmen und Erfassen einer Gas- oder Kohlenwasserstoff-Flüssigdampf-Oberflächenprobe aus der Schlammrückführleitung und Analysieren des Fluids nach seiner Zusammensetzung mittels Chromatographie, z. B. Gaschromatographie (GC). Das Fluid umfasst wegen der Extraktionsverfahren, die am häufigsten angewandt werden, im Wesentlichen die Kohlenwasserstoffkomponenten C1 bis C5. Außerdem war im Allgemeinen sofort ein Bohrstellenmesswert des gesamten organischen (brennbaren) Gases (TG) an der Bohrstelle verfügbar. Durch Verwendung der Historie der Umwälzgeschwindigkeit und der Aufzeichnung der Eindringgeschwindigkeit der Bohrerspitze konnte die Tiefe, in der die Oberflächenprobe erfasst wurde, grob geschätzt werden.

Ein Unterschied zwischen heutigen und früheren Analysetechniken an der Oberfläche ist die Einführung genauerer Mittel zum Bestimmen der Zusammensetzungsangabe durch den GC und das Erweitern des Umfangs der Gasanalyse um die Kohlenstoffisotopenanalyse zu geochemischen Zwecken gewesen. Typischerweise geschieht dies durch Verwendung eines Massenspektrometers (MS). Bisher hat dieser Typ von Analyse die Verwendung einer speziellen, voluminösen Einrichtung benötigt und den Zugang zu einem geeignet ausgerüsteten Labor erfordert. Es heißt, dass die Bearbeitungszeit für eine vollständige Analyse durch ein Labor vom Sammeln der Probe bis zur Abgabe des endgültigen Berichts zwischen zwei und vier Wochen beträgt (siehe beispielsweise L. Ellis, A. Brown, M. Schnell und A. Uchytil: "Mud gas Isotope Logging (MGIL) Assists in Oil and Gas Drilling operations", Oil and Gas Journal, 26. Mai 2003, S. 32–41).

Mit der Miniaturisierung sowohl der GC- als auch der MS-Einrichtung wird eine solche Analyse an der Bohrstelle verfügbar, wobei die Ergebnisse innerhalb von Stunden verfügbar sind.

Die Anwendungen, die für die moderne Schlammgasanalyse an der Oberfläche beansprucht werden, umfassen wenigstens das Folgende:

1. Identifizierung von produktiven, kohlenwasserstoffhaltigen Intervallen, Fluidtypen und Fluidkontakten;
2. Fähigkeit, die Untergliederung sowohl vertikal als auch flächenbezogen zu identifizieren und zu bewerten;
3. Identifizierung umgangener ölhöffiger Schicht mit einem niedrigen spezifischen elektrischen Widerstand;
4. Identifizierung von Veränderungen der Lithologie;
5. Fähigkeit, die Wirksamkeit von Lagerstättenabdichtungen zu bewerten;
6. Identifizierung der Ladungshistorie einer Ansammlung;
7. Bestimmen der thermischen Maturität des identifizierten Kohlenwasserstoffs; und
8. Geosteering unter Verwendung von Gas während des Bohrens.

Die Methodik, die angewandt wurde, um von der einfachen C1-C5-Kohlenwasserstoffkomponentenanalyse zu den oben angeführten Fähigkeiten zu gelangen, stützt sich auf das Konstruieren empirisch begründeter Verhältnisse von Kombinationen der verschiedenen Kohlenwasserstoffkomponenten, das Aufzeichnen dieser Verhältnisse als Funktionen der Tiefe und das Zuordnen dieser Profile zu den angeführten Fähigkeiten. Beispiele dieser Verhältnisse sind:

wobei W, B und C "Feuchtigkeitsverhältnis", "Gleichgewichtsverhältnis" bzw. "Charakterverhältnis" genannt werden. Außerdem sind weitere Verhältnisse für beide Kohlenwasserstoffspezies wie beispielsweise C1/C3, C2/C3, TG/Σ, (C4 + C5)/(C1 + C2), die Nicht-Kohlenwasserstoffspezies und Kombinationen aus beidem verwendet worden.

Trotz der Fortschritte bei Einrichtung, Techniken und Bearbeitungszeit für die Analyse von Schlammgas und Bohrabfällen an der Oberfläche bestehen noch gewisse Nachteile. Ein Problem ist die Tiefenkontrolle, d. h. die Fähigkeit, den Ort einer erlangten Probe genau bestimmen zu können. Bei dem gegenwärtig angewandten Verfahren wird die Tiefe des Ursprungs der Probe aus der Umwälzgeschwindigkeit und der Zeit, die zwischen dem Extrahieren der Probe an der Oberfläche und dem ersten Passieren der Probentiefe durch die Bohrerspitze verstreicht, hergeleitet. In Anbetracht dessen, dass die Pumpraten ziemlich ungenau sind und sich die Schlammeigenschaften von der Oberfläche bis zur Bohrlochsohle stark verändern, ist die Tiefenbestimmung häufig unzuverlässig. Außerdem sind im Allgemeinen keine Toleranzen für die Diffusion des Gases innerhalb des Schlamms oder die Inhomogenität in dem Gemisch, wenn der Schlamm längs des Bohrlochs wandert, festgelegt. Dies wird bei dünnen, geschichteten Lagerstätten besonders wichtig. Wenn die Gaskonzentration in dem Schlamm, der die Oberfläche erreicht, niedriger ist, als sie ursprünglich im Bohrloch war, werden für die Analyse außerhalb des Bohrlochs hoch empfindliche Instrumente benötigt.

Eine weitere Schwierigkeit ist, dass die Oberflächenproben dazu neigen, sich mit Luft zu verdünnen, so dass dies bei der Analyse berücksichtigt werden muss. Nicht genug, dass die "Naturgasreferenzproben", mit denen die entnommene Probe verglichen wird, ähnlich verdünnt werden muss, um zuverlässige Ergebnisse zu erhalten – was erfordert, dass die Konzentration des Schlammgases a priori bekannt sein muss – macht diese Verdünnung die Quantifizierung von Nicht-Kohlenstoffgasen wie etwa Stickstoff, Helium und Kohlendioxid ungenau oder gar ungültig. Dieser Nachteil betrifft im Grunde alle Prozesse, die die Zusammensetzung des Gases, wenn es zur Oberfläche und, wo anwendbar, von der Bohrstelle zum Labor wandert, verändern. Außerdem ist eine der Unsicherheiten, die entstehen, wenn die Schlammgasanalyse an der Oberfläche ausgeführt wird, das Bestimmen des wahren "Hintergrundniveaus" des Gases. Es ist beispielsweise bekannt, dass nicht das gesamte Gas entnommen werden kann, wenn der Schlamm durch die Schlammgrube recycelt und das Gestängerohr hinab gepumpt wird. Diese Spur von Gas kann eine falsche "Hintergrundablesung" ergeben.

Um die Oberflächen- und Laboranalyse von Schlammgas und Bohrabfällen irgendwie zu verbessern, ist beispielsweise eine Analyse von Kohlendioxidgas im Bohrloch bzw. untertägig, jedoch mit begrenzter Fähigkeit, vorgeschlagen worden.

Es gehört zu den Aufgaben der vorliegenden Erfindung, Techniken bereitzustellen, die sich den oben erwähnten und weiteren Problemen des Standes der Technik zuwenden oder diese lösen.

Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren nach Anspruch 1 bzw. 11. Weitere Ausgestaltungen der Erfindung sind der nachfolgenden Beschreibung und den Unteransprüchen zu entnehmen.

Gemäß einer Form der Erfindung ist ein Verfahren dargelegt zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben, das mit einer Bohrkrone am Ende eines Bohrstrangs unter Verwendung von Bohrfluid gebohrt wird, das durch den Bohrstrang hinab fließt, durch die Bohrkrone austritt und durch den Ringraum zwischen dem Bohrstrang und dem Bohrloch zur Erdoberfläche zurückkehrt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst: Beschaffen im Bohrloch in der Nähe der Bohrkrone einer Vor-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Bohrstrang, wenn er sich der Bohrkrone nähert; Beschaffen im Bohrloch in der Nähe der Bohrkrone einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Ringraum, der nach seinem Austritt aus der Bohrkrone mit der gebohrten Erdformation mitgezogen wird; Ausführen von Vorder-Bohrerspitze-Messungen an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe; Ausführen von Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe; und Bestimmen der Eigenschaft der Formationen anhand der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte und der Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte. Der Ausdruck "in der Nähe der Bohrkrone", wie er hier verwendet wird, bedeutet "im Bereich einiger Schwerstangenlängen von der Bohrkrone entfernt". In der bevorzugten Ausführungsform erfolgen die Schritte, in denen Vor-der-Bohrerspitze-Messungen an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe und Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, im Bohrloch.

Gemäß einer weiteren Form der Erfindung ist ein Verfahren dargelegt zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben, das mit einer Bohrkrone am Ende eines Bohrstrangs unter Verwendung von Bohrfluid gebohrt wird, das durch den Bohrstrang hinab fließt, durch die Bohrkrone austritt und durch den Ringraum zwischen dem Bohrstrang und dem Bohrloch zur Erdoberfläche zurückkehrt, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst: Beschaffen im Bohrloch in der Nähe der Bohrkrone einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Ringraum, der nach seinem Austritt aus der Bohrkrone mit der gebohrten Erdformation mitgezogen wird; und Ausführen von Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe einschließlich des Trennens von Feststoffkomponenten und Fluidkomponenten der Nach-der-Bohrerspitze-Probe und des Analysierens wenigstens einer der getrennten Komponenten.

Die Ausführungsformen hiervon sind auf die Bestimmung verschiedener Formationseigenschaften anwendbar, die als nicht einschränkende Beispiele, eines oder mehreres des Folgenden umfassen: Fluidgehalt, Fluidverteilung, Abdichtungsunversehrtheit, Kohlenwasserstoffmaturität, Fluidkontakte, Schiefergesteinsmaturität, Ladungshistorie, Kornzementierung, Lithologie, Porosität, Permeabilität, In-situ-Fluideigenschaften, Isotopenverhältnisse, Spurenelemente im Feststoff, Mineralogie oder Lehmtyp.

Weitere Merkmale und Vorteile der Erfindung werden deutlich anhand der folgenden Beschreibung und der angehängten Ansprüche, die auf die folgenden Abbildungen Bezug nehmen.
1 ist ein Schema, teilweise in Blockform, einer Vorrichtung zum Messen während des Bohrens, die beim Praktizieren von Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden kann.
2 ist ein Schema, teilweise in Blockform, eines Subsystems, das beim Praktizieren einer Ausführungsform der Erfindung verwendet werden kann.
3 ist ein Schema, das den Fluss eines Prozesses gemäß einer Ausführungsform der Erfindung zeigt.
4 ist ein Ablaufplan einer Routine zum Steuern der Prozessoren des beschriebenen Systems gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
5 zeigt, wie der Gebrauch einer Düse und des Niederdrucks verwendet werden kann, um Gas aus einer flüssigen Probe oder einer Flüssigkomponente einer Probe zu extrahieren.
6 ist ein Schema, das einen Teil der Gasanalysetechnik einer Ausführungsform der Erfindung zeigt.
7 ist ein Schema, das Elemente eines Quadrupol-Massenspektrometers eines Typs zeigt, der beim Praktizieren einer Ausführungsform der Erfindung verwendet werden kann.
8 zeigt in einem Querschnitt die Trennung von Bohrabfällen von dem Schlamm und die Auswahl einer Bandbreite von Bohrabfällen, indem Teilchengrößen größer als d und kleiner oder gleich D ausgewählt werden.
9 ist ein Schema, das in einem Querschnitt zeigt, wie die Siebe von 8, die in 9(a) erneut gezeigt sind, zusammengeschoben werden können, wie in 9(b) gezeigt ist, um überschüssigen Schlamm herauszudrücken und die Bohrabfälle zu verdichten.
10 ist ein Schema, das in einem Querschnitt zeigt, wie mittels der Einrichtung aus den 8 und 9 extrahierte Fluide in eine Messkammer überführt werden können.
11 ist ein Schema, teilweise in Blockform, das die Probenanalyse gemäß einer Ausführungsform der Erfindung veranschaulicht.
12 ist ein Schema, teilweise in Blockform, das die Analyse von Feststoffen gemäß einer Ausführungsform der Erfindung veranschaulicht.
In 1 ist eine Vorrichtung zum Messen während des Bohrens gezeigt, die beim Praktizieren von Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden kann. Der Begriff "Messung während des Bohrens" (auch "Messen während des Bohrens" oder "Protokollieren während des Bohrens" genannt), wie er hier verwendet wird, soll, sofern nicht anders spezifiziert ist, das Erfassen von Messwerten in einem Erdbohrloch, umfassen, wobei die Bohrkrone und zumindest ein Teil des Bohrstrangs in dem Bohrloch während des Bohrens, einer Pause, eines Gleitens und/oder Ein-/Ausbringens ist.
Über einem Bohrloch 11, das durch Rotary-Bohren in der Erde gebildet wird, ist eine Plattform- und Hebewerkanordnung 10 angeordnet. In dem Bohrloch 11 ist ein Bohrstrang 12 aufgehängt, der an seinem unteren Ende eine Bohrkrone 15 aufweist. Der Bohrstrang 12 und die daran befestigte Bohrkrone 15 werden durch einen Drehtisch 16 gedreht, der durch (nicht gezeigte) Mittel mit Energie versorgt wird und der am oberen Ende des Bohrstrangs 12 mit einer Mitnehmerstange 17 in Eingriff ist. Der Bohrstrang 12 hängt von einem Haken 18 herab, der an einem (nicht gezeigten) Flaschenzugblock befestigt ist. Die Mitnehmerstange 17 ist über einen Spülkopf 19, der eine Drehung des Bohrstrangs 12 relativ zu dem Haken 18 zulässt, mit dem Haken 18 verbunden. Alternativ können der Bohrstrang 12 und die Bohrkrone 15 durch ein "Top-Drive-Bohrgestell" von der Oberfläche aus gedreht werden.
In einer Grube 27 im Boden ist Bohrfluid oder Bohrschlamm 26 gelagert. Eine Pumpe 29 pumpt den Bohrschlamm 26 durch eine Öffnung in dem Spülkopf 19 in den Bohrstrang 12, so dass er durch die Mitte des Bohrstrangs 12 nach unten strömt (Pfeil 9). Der Bohrschlamm 26 verlässt den Bohrstrang 12 durch Öffnungen in der Bohrkrone 15 und zirkuliert dann durch den Bereich zwischen der Außenseite des Bohrstrangs 12 und dem Umfang des Bohrlochs 11, der gewöhnlich als Ringraum bezeichnet wird, nach oben, wie durch Strömungspfeile 32 angegeben ist. Der Bohrschlamm 26 schmiert dadurch die Bohrkrone 15 und transportiert Formationsbohrabfälle hoch zur Erdoberfläche. Der Bohrschlamm 26 wird zur Grube 27 zurückgeführt, um nach einer geeigneten Aufbereitung wieder umgewälzt zu werden. Es könnte auch eine optionale (nicht gezeigte) Richtungsbohrbaugruppe mit einem Schlammmotor, die ein gebogenes Gehäuse oder eine Versatz-Unterbaugruppe aufweist, verwendet werden.
In den Bohrstrang 12 ist vorzugsweise in der Nähe der Bohrkrone 15 eine allgemein mit dem Bezugszeichen 100 bezeichnete Bohrlochsohlen-Baugruppe (BHA, bottom hole assembly) eingebaut, die Fähigkeiten zum Messen, Verarbeiten und Speichern von Informationen sowie zum Kommunizieren mit der Erdoberfläche besitzt. Der Ausdruck "in der Nähe der Bohrkrone", wie er hier verwendet wird, bedeutet "im Bereich einiger Schwerstangenlängen von der Bohrkrone entfernt". Die Baugruppe 100 umfasst eine Vorrichtung 200 für das Messen und lokale Kommunikation, die weiter unten beschrieben wird. Im Beispiel der gezeigten Bohrlochsohlen-Baugruppe 100 sind oberhalb der Vorrichtung 200 nacheinander eine Schwerstange 130 und ein Stabilisatorkranz 140 gezeigt. Die Schwerstange 130 kann beispielsweise eine Zwischenschwerstange oder eine Schwerstange sein, die eine Messvorrichtung beherbergt, die Messfunktionen ausübt, die sich von den hier beschriebenen unterscheiden. Die Notwendigkeit für einen Stabilisatorkranz wie etwa den Stabilisatorkranz 140 hängt von den Bohrparametern ab.
Oberhalb des Stabilisatorkranzes 140 befindet sich eine Unterbaugruppe 150 für lokale Kommunikation und Kommunikation mit der Oberfläche. Die Unterbaugruppe 150 kann irgendeinen geeigneten Typ von Bohrloch-Kommunikationssystem enthalten. Bekannte Einrichtungstypen umfassen eine Toroidantenne oder elektromagnetische Ausbreitungstechniken für lokale Kommunikation mit der Vorrichtung 200 (die ebenfalls ähnliche Mittel für lokale Kommunikation besitzt) und außerdem ein akustisches Kommunikationssystem, das über durch den Bohrschlamm transportierte Signale mit einem ähnlichen System an der Erdoberfläche kommuniziert. Es können auch alternative Techniken für die Kommunikation mit der Oberfläche angewandt werden. Das Oberflächen-Kommunikationssystem in der Unterbaugruppe 150 umfasst einen akustischen Sender, der ein Schallsignal im Bohrfluid erzeugt, das im Allgemeinen einen gemessenen Bohrlochparameter repräsentiert.
Ein geeigneter Typ eines akustischen Senders verwendet eine Vorrichtung, die als "Schlammsirene" bekannt ist und einen geschlitzten Stator und einen geschlitzten Rotor umfasst, die sich drehen und wiederholt den Fluss des Bohrschlamms unterbrechen, um ein gewünschtes Schallwellensignal im Bohrschlamm zu erzeugen. Die Antriebs- bzw. Steuerelektronik in der Unterbaugruppe 150 kann einen geeigneten Modulator wie etwa einen Phasenumtastungsmodulator (PSK-Modulator) umfassen, der herkömmlicherweise Steuersignale erzeugt, die an den Schlammsender angelegt werden. Diese Steuersignale können dazu verwendet werden, der Schlammsirene eine geeignete Modulation aufzudrücken. Die erzeugte Schallwelle wandert im Schlamm bzw. im Fluid mit der Schallgeschwindigkeit in dem Fluid durch die Mitte des Bohrstrangs nach oben. Die Schallwelle wird an der Erdoberfläche durch Messwandler, die durch das Bezugszeichen 31 dargestellt sind, empfangen. Die Messwandler 31, beispielsweise piezoelektrische Messwandler, setzen die empfangenen Schallsignale in elektrische Signale um.
Der Ausgang der Messwandler 31 ist mit dem Empfangs-Subsystem 90 außerhalb des Bohrlochs gekoppelt, das betrieben wird, um die gesendeten Signale zu demodulieren, die dann mit dem Prozessor 85 und dem Aufzeichnungsgerät 45 gekoppelt werden können. Außerdem ist ein Sende-Subsystem 95 außerhalb des Bohrlochs vorgesehen, das die Unterbrechung des Betriebs der Pumpe 29 in einer Weise steuern kann, die von den Messwandlern in der Unterbaugruppe 150 (bei 99 dargestellt) erfasst werden können, so dass zwischen der Unterbaugruppe 150 und der Einrichtung außerhalb des Bohrlochs eine Zweiwege-Kommunikation besteht.
Das Subsystem 150 kann herkömmlicherweise eine Erfassungs- und Verarbeitungselektronik umfassen, die ein Mikroprozessorsystem (mit Speicher, Takt- und Zeitgabeschaltungsanordnung und Schnittstellenschaltungsanordnung), das Daten von einer Messvorrichtung speichern, die Daten verarbeiten und die Ergebnisse speichern kann sowie jeden gewünschten Anteil der Informationen, die es enthält, mit der Sendersteuerung und der Steuerelektronik für die Übertragung zur Oberfläche koppeln kann. Eine Batterie kann im Bohrloch Energie für dieses Subsystem 150 liefern. Wie auf dem Fachgebiet bekannt ist, kann auch ein (nicht gezeigter) Generator im Bohrloch, eine so genannte "Schlammturbine", die durch den Bohrschlamm angetrieben wird, verwendet werden, um Energie zur unmittelbaren Verwendung oder zum Aufladen der Batterie während des Bohrens bereitzustellen. Es können alternative Techniken für die Kommunikation mit der Erdoberfläche wie etwa elektromagnetische Systeme, Gestängerohrsysteme, akustische Systeme oder andere Bohrloch-Telemetriesysteme eingesetzt werden. Hier beschriebene Techniken können unter Verwendung verschiedener Typen von Bohrlocheinrichtung ausgeführt werden. 2 zeigt ein Schema eines Subsystems 210 mit der Vorrichtung 200 für das Messen und lokale Kommunikation von 1. Die Module des Subsystems 210 können geeignet miteinander kommunizieren. Das Subsystem 210 umfasst Probennahmemodule 211 und 212. Das Probennahmemodul 211 nimmt Stichproben aus dem Schlamm, bevor er die Bohrkrone 15 erreicht hat, um eine Vor-der-Bohrerspitze-Probe zu erlangen, während das Modul 212 dem Schlamm in dem Ringraum nach dem Durchgang durch die Bohrkrone 15, der mitgezogene Komponenten enthält, Stichproben entnimmt, um eine Nach-der-Bohrerspitze-Probe zu erlangen. Den Probennahmemodulen 211 und 212 können wenigstens einige Komponenten gemeinsam sein. Das Subsystem 210 kann außerdem ein Trennmodul 213 und ein Analysemodul 214 sowie einen elektronischen Prozessor 215 mit einem (nicht getrennt gezeigten) Speicher, einem Probenlagerungs- und Verteilungsmodul 216, das ausgewählte Proben speichern kann und außerdem Proben und/oder einen Rückstand in den Ringraum ausstoßen kann, und ein Modul 217 für lokale Kommunikation, das mit der Kommunikations-Unterbaugruppe 150 von 1 kommuniziert, umfassen. Manche der einzelnen Module können mehrfach vorhanden sein.
3 ist ein Schema, das einen Prozess gemäß einer Ausführungsform der Erfindung veranschaulicht. Der Bohrschlamm von einem Ort 305 an der Oberfläche kommt, nachdem er durch den Bohrstrang gewandert ist, an einem (Vor-der-Bohrerspitze)-Kalibrierungsmessort 310 an, wo die Probennahme (Block 311), die Analyse nach der Hintergrundzusammensetzung (Block 312) und das Reinigen (Block 313) ausgeführt werden. Der Schlamm geht dann durch die Bohrkrone 320, wobei Kohlenwasserstoffe (sowie andere Fluide und Feststoffe) aus einer neuen Formation, in die gebohrt wird, (Block 321) mit denn Schlamm vermischt werden. Der Schlamm im Ringraum enthält ebenfalls Kohlenwasserstoffkomponenten und andere Komponenten aus Zonen, die bereits durchbohrt worden sind (Block 330). Der Schlamm im Ringraum kommt an einem (Nach-der-Bohrerspitze)-Messort 340 an, wo die Probennahme (Block 341), die Analyse nach der Zusammensetzung (Block 342) und das Reinigen (Block 343) ausgeführt werden, worauf der Schlamm im Ringraum zur Oberfläche zurückkehrt (Block 305'). Der Prozessor 215 (2) kann in Reaktion auf die Vor-der-Bohrerspitze-Kalibrierungs- und Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte inkrementelle Kohlenwasserstoffkomponenten und andere mitgezogene Komponenten, die aus den Bohrzonen in den Schlamm eingedrungen sind, anhand von Vergleichen zwischen Vor-der-Bohrerspitze- und Nach-der-Bohrerspitze-Messwerten bestimmen.
4 ist ein Ablaufplan einer Routine zum Steuern der Prozessoren im Bohrloch und außerhalb des Bohrlochs beim Ausführen einer Ausführungsform der Erfindung. Der Block 405 repräsentiert das Senden eines Befehls in das Bohrloch, um das Sammeln von Proben zu im Voraus gewählten Zeitpunkten und/oder in im Voraus gewählten Tiefen auszulösen. Danach wird im Block 410 eine Kalibrierungsphase ausgelöst, während im Block 450 eine Messphase ausgelöst wird. Die Kalibrierungsphase umfasst die Blöcke 410 bis 415.
Der Block 411 repräsentiert das Erfassen (durch das Modul 211 von 2) einer Probe aus dem Schlammfluss in der Schwerstange, bevor er die Bohrkrone erreicht. Aus dem Schlamm werden bestimmte Komponenten extrahiert (Block 412) und eine Analyse an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe mittels des Analysemoduls (der Analysemodule) 213 aus 2 sowie die Speicherung der Ergebnisse als Funktion der Zeit und/oder der Tiefe vorgenommen (Block 413). Der Block 414 repräsentiert das Ausstoßen der Probe (obwohl hier wie anderswo manche Proben oder Bestandteile davon zurückgehalten werden können). Danach wird, falls dieser Teil noch nicht beendet worden ist, die nächste Probe (Block 415) verarbeitet, wobei mit dem Wiedereinstieg in den Block 411 begonnen wird.
Die Messphase, und zwar nach der Bohrerspitze, umfasst die Blöcke 451 bis 455. Der Block 451 repräsentiert das Erfassen (durch das Modul 212 von 2) einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Ringraum, die mitgezogene Komponenten, Matrixgestein und Fluid aus der gebohrten Zone enthalten kann. Der Block 452 repräsentiert die Extraktion von Komponenten einschließlich Feststoffen und Fluiden, während die Analyse mittels des Analysemoduls (der Analysemodule) 213 aus 2 ausgeführt wird und die Speicherung der Ergebnisse als Funktion der Zeit und/oder der Tiefe vorgenommen wird (Block 453). Die Probe kann danach ausgestoßen werden (Block 454). Wiederum können, falls erwünscht, manche Proben oder Bestandteile davon zurückgehalten werden. Danach wird, falls dieser Teil (z. B. durch einen Befehl von außerhalb des Bohrlochs und/oder nach einer vorgegebenen Anzahl von Proben, auf eine Angabe hin, die auf einem bestimmten Analyseergebnis basiert, usw.) noch nicht beendet worden ist, die nächste Probe (Block 455) verarbeitet, wobei mit dem Wiedereinstieg in den Block 451 begonnen wird.
Der Block 460 repräsentiert die Berechnung eines oder mehrerer Parameter der gebohrten Zone anhand von Vergleichen zwischen den Nach-der-Bohrerspitze- und Vor-der-Bohrerspitze-Messwerten. Der Block 470 repräsentiert die Übertragung von Messwerten aus dem Bohrloch heraus. Diese können Analysemesswerte, berechnete Parameter und/oder ein Teil oder eine Kombination davon sein. Außerhalb des Bohrlochs können die Messwerte, die im Wesentlichen Echtzeit-Messwerte sind, optional mit Oberflächen-Schlammuntersuchungsmesswerten oder anderen Messwerten oder Datenbeständen bekannter Gesteins- und Fluideigenschaften (z. B. der Fluidzusammensetzung oder Massenspektren) verglichen werden. Der Block 480 repräsentiert die Übertragung eines Befehls in das Bohrloch, um die Probensammlung bis zur nächsten Sammelphase auszusetzen.
Als Nächstes wird die Routine von 4 beschrieben.
Den Befehl an das Bohrlochwerkzeug betreffend, die Probennahme und die Analyse auszulösen, kann sich die Entscheidung, wann eine Probe entnommen werden soll, oder bezüglich der Häufigkeit der Probennahme auf verschiedene Kriterien stützen. Ein Beispiel eines solchen Kriteriums ist, das Werkzeug im Bohrloch jedes Mal, wenn eine Probe erforderlich ist, anzusprechen. Ein weiteres Beispiel ist, auf der Grundlage der Ablesung aus Untersuchungen am offenen Bohrloch, z. B. des spezifischen elektrischen Widerstands oder der kernmagnetischen Resonanz, und/oder aus kernmagnetischen Bohrloch untersuchungen eine Probe zu nehmen. Ein nochmals weiteres Beispiel ist, auf der Grundlage regelmäßiger Tiefen- oder Zeitschritte oder eines vorgegebenen Musters gemessener Tiefen oder Zeitpunkte eine Probe zu nehmen.
Nach dem Erfassen der Probe umfasst ein erster Extraktionsschritt das Extrahieren aus der Probe von Gasen, die vorhanden sind, und von flüchtigen Kohlenwasserstoffkomponenten als Gas. Wenn die Extraktion an der Oberfläche ausgeführt wird, umfasst ein erster "Standardschritt" das Senken des Drucks in der Schlammrückführleitung und das Leiten des Gases in ein Behältnis. Um die Extraktion von Gasen zu verbessern, können Rührapparate verschiedener Form verwendet werden. Für leicht flüchtige und weniger leicht flüchtige Flüssigkeiten sind Dampfdestillationsapparate verwendet worden. Um das Volumen einer in einem Bohrlochwerkzeug eingefangenen Schlammprobe zu vergrößern, kann eine Zylinder- und Kolbenvorrichtung verwendet werden (siehe beispielsweise das US-Patent Nr. 6.627.873). Es können weitere Verfahren angewandt werden, wie etwa eine umkehrbare Tiefenpumpe oder gasselektive Membranen, jeweils eine pro Gas (siehe beispielsweise Brumbolu Hawker, Norquay und Wolcott: "Application of Semipermeable Membrane Technology in the Measurement of Hydrocarbon Gases in Drilling Fluid", SPE-Dokument 62525, Juni 2000). Alternativ kann die flüssige Probe durch eine Düse in eine zweite Kammer mit einem niedrigeren Druck geleitet werden, wie in 5 gezeigt ist, die ein Ventil 510, eine Düse 515 und einen Kolben 530 aufweist. Anstatt sich nur auf das Rühren der Probe zu verlassen, gewährleistet dies, dass das Gas aus dem gesamten Flüssigkeitsvolumen extrahiert wird. Eine einfache Druckreduktion kann bei Proben mit einem kleinen Volumen gut funktionieren, jedoch muss die Probe, wenn ihr Volumen groß ist, im Allgemeinen gerührt werden. Es können auch andere Arten einer mechanischen Trennung wie etwa das Zentrifugieren angewandt werden. Wie in 6 gezeigt ist, können die flüchtigen Stoffe, sobald sie extrahiert worden sind, durch eine Feuchtigkeit absorbierende Säule, die allgemein als Trockenmittel bekannt ist, geleitet und danach zu dem Gastrenn- und Gasmesssystem wie etwa einem FTIR- und/oder Quadrupol-Massenspektrometer geschickt werden.
Nach dem Extrahieren der Kohlenwasserstoffe und anderer Gase wird wenigstens eine C1-C8-Zusammensetzungsanalyse an den extrahierten Kohlenwasserstoffen ausgeführt, wobei auch eine Analyse für Gase wie etwa Kohlendioxid, Stickstoff, Schwefelwasserstoff usw. ausgeführt werden kann. Diese Schritte beinhalten entweder die Trennung gefolgt von der Messung einzelner Komponenten oder die Anwendung von Messtechniken, die ohne Notwendigkeit einer Trennung Messungen an der gesamten Probe ausführen können.
Die Standardtechnik für das Trennen der Komponenten außerhalb des Bohrlochs ist der Gaschromatograph (GC). Es ist jedoch vorteilhaft, ein Verfahren anzuwenden, das keine Grobtrennung erfordert oder bei dem der Trennprozess kein Trägerfluid erfordert. Es gibt verschiedene Möglichkeiten zum Analysieren der Ausgabe des GC. Die normale Rückhaltezeitanalyse zur Identifizierung der Komponenten, die eine Flammenionisationsdetektor-Vorrichtung verwendet, wird bei Operationen im Bohrloch nicht bevorzugt. In letzter Zeit wird außerhalb des Bohrlochs die Massenspektrometriedetektion angewandt, um die Komponenten definitiv zu identifizieren. Obwohl GC eine ausgezeichnete Wahl für die Gastrennung/Gasidentifizierung ist, kann ein Massenspektrometer selbst genügen und ist Teil einer bevorzugten Ausführungsform hiervon. Dem Massenspektrometer sind eine Ionisationskammer, ein Vakuumsystem und eine Detektor/Multiplizierer-Anordnung zugeordnet. Ein Quadrupol-Massenspektrometer (QMS) ist ein geeigneter Typ für eine bevorzugte Ausführungsform hiervon. Beim Betrieb eines QMS werden die Moleküle zuerst mittels hochfrequenter Strahlung (oder anderer geeigneter Verfahren) ionisiert und dann die Ionen durch ein Quadrupolfilter geschickt, wo das Masse-zu-Ladung-Verhältnis (m/z) gewählt wird, und zum Detektionssystem geleitet. Die Grundkomponenten des QMS sind in 7 gezeigt und umfassen eine Ionenquelle und Transferoptik 710, ein Quadrupolstabsystem 720 und einen Ionendetektor und Verstärker 730. Außerdem ist bei 720' ein Schaltbild der vier Quadrupolstäbe gezeigt, die durch eine hochfrequente Spannung und eine überlagerte Gleichspannung erregt werden. Es sei angemerkt, dass das QMS sowohl die Trennung als auch die Messung umfasst, obwohl die Trennung im Rahmen des Betriebs der Vorrichtung erfolgt. In einer Betriebsart wird das m/z über den interessierenden Bereich abgetastet und das vollständige Spektrum erzeugt, in dem die Intensität jedes Spitzenwertes bzw. Scheitelwertes über m/z angegeben wird. Bei Molekülen mit einer Masse von 1 bis 200 Dalton dauert die Abtastung typischerweise etwa 1 Minute. Diese Betriebsart ist besonders sinnvoll, wenn eine neue Zone angetroffen wird, bei der die Möglichkeit besteht, eine neue, unerwartete Verbindung zu finden. Wenn dieselben Komponenten erwartet werden, jedoch sich deren relative Konzentration als Funktion der Tiefe ändert, kann die Diskret-Betriebsart verwendet werden. In dieser Betriebsart springt das Quadrupolfilter innerhalb einer im Voraus gewählten Gruppe von m/z und berichtet für jeden Fall die Konzentration als Funktion der Zeit. Die bevorzugte Ausführungsform hiervon enthält beide Betriebsarten, womit der Benutzer oder eine automatische Prozedur in dem Werkzeug auf der Grundlage der geologischen Merkmale und/oder der Größen aus weiteren Untersuchungen bzw. Protokollen eine Kombination aus diesen zwei Betriebarten wählen kann. Die Abmessungen einer gegenwärtigen QMS-Einrichtung sind für die Aufnahme in ein Werkzeug für das Protokollieren während des Bohrens zuträglich. Siehe beispielsweise das durch Hiden Analytical, Peterborough, New Hampshire vertriebene QMS.
Obwohl ein QMS in einer bevorzugten Ausführungsform hiervon verwendet wird, können auch andere Vorrichtungen und Verfahren verwendet werden, wovon im Folgenden einige Beispiele angegeben sind:

i) Optische Spektroskopie: FTIR-, GC-FTIR-, Ultraviolett- und Fluoreszenz-Spektroskopie. FTIR ist eine vielseitige und nützliche Technik, wenn die Analyse aller Komponenten von Interesse ist. Die optischen Spektroskopieverfahren benötigen keine Trennung der Probe in ihre Bestandteile.
ii) Kernmagnetische Resonanz (NMR), kann verwendet werden, wenn eine genauere Analyse erforderlich ist. Wenn beispielsweise die Konzentration verschiedener Isomere desselben Kohlenwasserstoffs gewünscht ist, ist eine Protonen-NMR sinnvoll. Die Einschränkung der Protonen-NMR ist ihre Unempfindlichkeit gegenüber Kohlendioxid, N₂, He und anderen Gasen, die keine Protonen enthalten. Ein weiteres attraktives Merkmal, NMR im Bohrloch zu haben, ist, dass sie dazu verwendet werden kann, die Feststoffe zu analysieren und die Fluidviskosität zu liefern.
iii) Molekularsiebtechniken: Diese Techniken sind für die Trennung der Komponenten bestens geeignet. Es erübrigen sich dann weitere Verfahren zum Ausführen des Messschritts.
iv) Kombinationen aus dem Obigen: Es gibt manche Fälle, in denen eine höhere Genauigkeit benötigt wird. Wenn beispielsweise eine der Komponenten kritisch ist und dabei eine sehr kleine Konzentration aufweist, kann es wünschenswert sein, einige der beschriebenen Verfahren zu kombinieren.
v) Aufnahme einer Messung der Dichte, des spezifischen elektrischen Widerstands, der absoluten Dielektrizitätskonstante, der kernmagnetischen Resonanz, der Schallgeschwindigkeit usw. Dies ist eine relativ einfach zu instrumentierende Messung und ergibt wertvolle Informationen, die manchmal redundant sein können, jedoch zu Zwecken der Qualitätskontrolle (QC) verwendet werden können.
vi) Gesamtgasmessung: Diese kann PVT-Informationen unter Bohrlochbedingungen liefern.

Es kann außerdem vorteilhaft sein, eine Fähigkeit zur geochemischen Analyse zu haben, indem beispielsweise die Kohlenstoff-, Wasserstoff- und Schwefelanalyse, die Analyse weiterer Elemente und die Isotopenanalyse angewandt werden. Im Allgemeinen ist ein Massenspektrometer erforderlich. Beispielsweise wird die Kohlenstoffisotopenanalyse ausgeführt, um insbesondere die Änderung der relativen Häufigkeit von 13C in einer Probe zu bestimmen, aus der Ableitungen im Hinblick auf Gehalt, Quelle und Maturität der Kohlenwasserstoffe in einer Lagerstätte vorgenommen werden. Dies ist ein weiterer Vorteil des QMS der bevorzugten Ausführungsform hiervon.
Ein weiterer Teil der Extraktion und der Analyse beinhaltet das Ausführen einer oder mehrerer nachträglicher Extraktionsschritte, die das Erwärmen der Probe auf eine spezifizierte Temperatur umfassen, um flüchtige Komponenten mit sukzessive höherem Molekulargewicht zu erzeugen (siehe auch 12). Die Extraktion von nicht flüchtigen Flüssigkeiten erfordert das Ausdampfen der Flüssigkeiten, was wiederum erfordert, dass die Temperatur erhöht wird, der Druck gesenkt wird oder beides. Eine höhere Temperatur der Bohrlocheinrichtung hilft bei diesem Schritt. Eine weitere Temperaturerhöhung kann beispielsweise durch elektrisches Beheizen des Probenbehälters erreicht werden. Die bei den interessierenden Temperaturen gesiedeten Flüssigkeiten können in einem getrennten Behälter gesammelt werden, um wie als Nächstes beschrieben wird, gemessen zu werden.
Außerdem kann eine C1-Cn-Zusammensetzungsanalyse, wobei n größer als 8 ist, ausgeführt werden. Die Messung beinhaltet das Bringen der Flüssigkeit auf eine Temperatur und einen Druck über dem Siedepunkt und das Aufzeichnen von P, V und T, um das Kohlenwasserstoffband zu bestimmen. Sobald die Flüssigkeit in der Gasphase ist, können das QMS oder andere beschriebene Techniken für eine ausführlichere Analyse und außerdem dazu, einzelne Kohlenwasserstoffe zu identifizieren und ihre relativen Konzentrationen zu messen, verwendet werden. Dieser Schritt erfordert die Verwendung derselben Einrichtungsklasse, wie sie oben beschrieben worden ist, jedoch muss sie für den Umgang mit einem größeren Bereich von Molekulargewichten und einen Betrieb bei höheren Temperaturen geeignet sein.
Das Erfassen einer Probe des Schlamms mit mitgezogenen Komponenten im Ringraum und möglichst nahe an der Bohrerspitze betreffend kann in einer Ausführungsform hiervon die Probe zwischen den Kanälen eines Stabilisators hinter der Bohrerspitze gesammelt werden. Die Ungewissheit bezüglich der Position der Probe hängt davon, wie nahe an der Bohrkrone die Probe entnommen wird, und vom Schlammdurchfluss ab. Die Auflösung hängt von der Eindringgeschwindigkeit und davon, wie schnell die Analyse ausgeführt werden kann, ab.
Der Schlamm mit mitgezogenen Komponenten wird verarbeitet, um feste Komponenten einschließlich Schlammfeststoffen und Bohrabfällen von den Fluidkomponenten (Gas- und Flüssigkomponenten) des Schlamms zu trennen. Zum Trennen des Schlamms von den Bohrabfällen kann ein einfaches Grobfilter verwendet werden. Das Verfahren der Trennung von Gas von dem Schlamm ist dasselbe, wie es oben im Zusammenhang mit der Kalibrierungsstufe beschrieben worden ist. Eine Probe der Bohrabfälle kann mittels der Vorrichtung und der Technik, die in den 8 und 9 gezeigt worden sind, erhalten werden. Die mittlere Größe von Bohrabfallstücken in der Probe ist wichtig. Bei sehr kleinen Bohrabfallgrößen hat der anfängliche plötzliche Einbruch die natürlich vorkommenden Fluide in dem Gestein durch das Schlammfiltrat ersetzt, dessen Analyse seine eigene, wenn auch begrenzte Verwendung besitzt. Andererseits gehen sehr große Bohrabfälle nicht in die für die Analyse verwendeten Kammern, womit ein Problem entstehen kann. Folglich gibt es einen Bereich von Bohrabfallgrößen, der sinnvoll ist. Wie die 8 und 9 zeigen, wird das Fluid durch eine Gruppe aus zwei Sieben geleitet, wovon das erste die kleinen Bohrabfälle bis zu den weitesten Zielgrößen selektiert. Diese obere Grenzabmessung ist durch den einzelnen Entwurf der nachfolgenden Kammern bestimmt. Das zweite Sieb, das weiter abwärts in der Leitung angeordnet ist, ist so gewählt, dass alle kleineren Teilchen hindurchgehen. Im Ergebnis wird in der Vorrichtung eine Bandbreite von Bohrabfallgrößen zurückgehalten. Sobald eine vorgegebene Höhe von Bohrabfallproben gesammelt ist, werden die zwei Siebe zusammengeschoben, um den größten Teil der Fluide herauszudrücken und im Wesentlichen die Feststoffprobe zu hinterlassen. 10 zeigt, wie die Fluide zu einer Messkammer befördert werden. Während des Aufwärtshubs des Kolbens 1010 ist das Ventil 1020 geschlossen. Der Abwärtshub des Kolbens 1010 wird bei geöffnetem Ventil 1020 ausgeführt, so dass die Fluide durch das Rohr 1025 zur Messkammer abgezogen werden.
11 ist ein Schema einer Probenanalysatorprozedur für Vor-der-Bohrerspitze-Proben und/oder Nach-der-Bohrerspitze-Proben, die beim Praktizieren einer Ausführungsform der Erfindung angewandt werden kann. Die Probe tritt in die Leitung 1110 ein und wird bei 1115, beispielsweise mittels selektiver Membranen, einer Gasanalyse unterzogen, um Parameter wie etwa die Molekülzusammensetzung zu erhalten. Bei 1120 und 1130 sind die Feststofftrennung bzw. die Feststoffanalyse, die oben beschrieben worden sind, dargestellt, während die Gas- und Flüssigprodukte bei 1135 bzw. 1140 analysiert werden. Außerdem können an den Fluiden nicht intrusive Messungen, stationär oder unter Strömung, wie etwa des spezifischen elektrischen Widerstands, der Neutronendichte, der kernmagnetischen Resonanz usw. ausgeführt werden, wie bei 1150 gezeigt ist. Die Feststoffanalyse, die durch den Block 1130 von 2 repräsentiert und oben beschrieben worden ist, ist in 12 wieder gezeigt. Die getrennten Feststoffe werden sukzessive abgestuften Druck- und Temperaturkombinationen P⁰T⁰, P¹T¹, ..., P^NT^N unterworfen, wie bei 1210, 1220, ..., 1230 repräsentiert ist. Die Ausgänge der verschiedenen Stufen sind mit beiden Blöcken 1260 und 1270 gekoppelt. Der Block 1260 repräsentiert die Analyse der Fluide, um Parameter wie etwa die Molekülzusammensetzung, die Isotopenanalyseablesungen usw. zu erhalten, während der Block 1270 die physikalischen Messungen wie etwa NMR, Röntgenstrahlen, nuklear usw., um Parameter wie etwa die Porosität, die Permeabilität, die Schüttdichte, die Viskosität, den Kapillardruck usw. zu bestimmen, repräsentiert. Die oben beschriebene Analyse der restlichen Matrix und des nachfolgenden zerkleinerten Korns (um z. B. die Korndichte, die Lithologie, die Mineralogie, die Korngröße usw. zu bestimmen) kann danach ausgeführt werden. In 12 repräsentiert beispielsweise der Block 1240 das physikalische Prüfen an dem Gestein (den Gesamtbohrabfällen bei wenigstens teilweise beseitigten flüchtigen Stoffen), um Parameter wie etwa die Druckfestigkeit zu bestimmen. Nachdem das Gestein zerkleinert ist, kann auch das Korn geprüft werden (Block 1250), um Parameter wie etwa die Korndichte, die Lithologie, die Mineralogie, die Korngröße usw. zu erhalten.
Die Erfindung ist bezüglich bestimmter bevorzugter Ausführungsformen beschrieben worden, jedoch werden einem Fachmann Abwandlungen offenbar, die im Umfang der Erfindung liegen. Beispielsweise kann die Erfindung, obwohl zurzeit das rotatorische, mechanische Bohren vorherrschend ist, auch auf andere Arten des Bohrens, beispielsweise das Bohren mittels Wasserstrahl oder anderen Mitteln, Anwendung finden.

Claims

Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch (11) umgeben, das mit einer Bohrkrone (15) am Ende eines Bohrstrangs (12) unter Verwendung von Bohrfluid (26) gebohrt wird, das durch den Bohrstrang (12) hinab fließt, durch die Bohrkrone (15) austritt und durch den Ringraum zwischen dem Bohrstrang (12) und dem Umfang des Bohrlochs (11) zur Erdoberfläche zurückkehrt, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: Beschaffen im Bohrloch (11) in der Nähe der Bohrkrone (15) einer Vorder-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Bohrstrang (12), wenn er sich der Bohrkrone (15) nähert; Beschaffen im Bohrloch (11) in der Nähe der Bohrkrone (15) einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Ringraum, der nach seinem Austritt aus der Bohrkrone (15) mit der gebohrten Erdformation mitgezogen wird; Ausführen von Vor-der-Bohrerspitze-Messungen an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe; Ausführen von Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe; und Bestimmen der Eigenschaft der Formationen anhand der Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte und der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Schritte, in denen Vor-der-Bohrerspitze-Messungen an der Vor-der-Bohrerspitze-Probe und Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, im Bohrloch (11) erfolgen.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem die Eigenschaft der Formationen anhand der Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte und der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte bestimmt werden, im Bohrloch erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 2, gekennzeichnet durch das Senden der Eigenschaft, der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte, der Nach-der-Bohrerspitze- Messwerte oder Kombinationen davon, nach außerhalb des Bohrlochs (11).
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem die Eigenschaft der Formationen anhand der Nach-der-Bohrerspitze-Messwerte und der Vor-der-Bohrerspitze-Messwerte bestimmt werden, das Bestimmen der Eigenschaft anhand von Vergleichen zwischen Nach-der-Bohrerspitze-Messwerten und Vor-der-Bohrerspitze-Messwerten umfasst.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, das Trennen von Feststoffkomponenten und Fluidkomponenten der Nach-der-Bohrerspitze-Probe und das Analysieren der Feststoff- oder Fluidkomponenten umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, das Bereitstellen eines Massenspektrometers im Bohrloch (11) und das Ausführen der Messungen mittels des Massenspektrometers umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Feststoffkomponenten getrennt werden, das Bereitstellen eines Siebes im Bohrloch und das Verwenden des Siebes bei der Selektion der Feststoffkomponenten umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Feststoffkomponenten getrennt werden, das Trennen mittels einer Zentrifuge umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem die Fluidkomponenten analysiert werden, das Extrahieren von Komponenten aus Flüssigkomponenten der Fluidkomponenten und das Analysieren der Komponenten umfasst.
Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch (11) umgeben, das mit einer Bohrkrone (15) am Ende eines Bohrstrangs (12) unter Verwendung von Bohrfluid (26) gebohrt wird, das durch den Bohrstrang (12) hinab fließt, durch die Bohrkrone (15) austritt und durch den Ringraum zwischen dem Bohrstrang (12) und dem Umfang des Bohrlochs (11) zur Erdoberfläche zurückkehrt, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: Beschaffen im Bohrloch (11) in der Nähe der Bohrkrone (15) einer Nach-der-Bohrerspitze-Probe aus dem Schlamm im Ringraum, der nach seinem Austritt aus der Bohrkrone (15) mit der gebohrten Erdformation mitgezogen wird; und Ausführen von Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe einschließlich des Trennens von Feststoffkomponenten und Fluidkomponenten der Nach-der-Bohrerspitze-Probe und des Analysierens wenigstens einer der getrennten Komponenten.
Verfahren nach Anspruch 11, gekennzeichnet durch das Bestimmen der Eigenschaft anhand des Ergebnisses der Analyse der wenigstens einen getrennten Komponente.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Feststoffkomponenten getrennt werden, das Bereitstellen eines Siebes im Bohrloch (11) und das Verwenden des Siebes bei der Selektion der Feststoffkomponenten umfasst.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Feststoffkomponenten getrennt werden, das Trennen mittels einer Zentrifuge umfasst.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Messungen im Bohrloch (11) an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, das Erwärmen der Feststoffkomponenten, um Fluide daraus zu entfernen, und das Analysieren der Fluide umfasst.
Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Fluidkomponenten analysiert werden, das Erwärmen der Fluidkomponenten, um einen Dampf zu erhalten, und das Analysieren des Dampfes umfasst.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Messungen im Bohrloch (11) an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, das Analysieren der Fluidkomponenten, indem Komponenten aus Flüssigkomponenten der Fluidkomponenten extrahiert werden, und das Analysieren der Komponenten umfasst.
Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt, in dem Nach-der-Bohrerspitze-Messungen an der Nach-der-Bohrerspitze-Probe ausgeführt werden, das Bereitstellen eines Massenspektrometers im Bohrloch (11) und das Ausführen der Analyse der Fluide mittels des Massenspektrometers im Bohrloch (11) umfasst.
Verfahren nach Anspruch 11, gekennzeichnet durch den Schritt, in dem die Zusammensetzung der Vor-der-Bohrerspitze-Probe, der Nach-der-Bohrerspitze-Probe oder Kombinationen davon bestimmt wird.