NO321332B1 - Anordning for akustisk maling av lydhastighet og laggrense-posisjoner i grunnformasjoner under boring av et borehull - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt systemer til boring av borehull for produksjon av hydrokarboner, og mer spesielt et boresystem som har et system for akustisk måling under boring (MWD) som en del av en bunnhullanordning for måling av akustiske hastigheter i undergrunnsformasjoner under boring av borehull, og for å bestemme posisjonen til formasjonens laggrenser omkring bunnhullanordningen. Oppfinnelsen angår også styring av boreretningen eller borehullsbanene basert på posisjonen av laggrensene. For formålet med denne oppfinnelse blir uttrykket «laggrense» brukt for å betegne en sedimentlaggrense, en formasjonskontrast eller et undergrunns refleksjonspunkt. Oppfinnelsen tilveiebringer også et nedhullssystem for korrelering av de akustiske målinger med andre nedhulls sensor- og MWD-målinger og for å kartlegge seismiske data og/eller modifisere eksisterende seismiske data basert på akustiske og andre målinger foretatt ved hjelp av nedhullsanordningen.

For å frembringe hydrokarboner slik som olje og gass, blir borehull eller brønner boret gjennom hydrokarbonførende undergrunnsformasjoner. En stor del av den aktuelle boreaktivitet medfører boring av horisontale «borehull». Fremskritt ved MWD-målinger og systemer for styring av borkroner anbrakt i borestrengen muliggjør boring av de horisontale borehull med større effektivitet og større hell. Nylig er horisontale borehull som strekker seg flere tusen meter («utvidet rekkevidde»-borehull) blitt boret for å nå hydrokarbonreserver ved reservoarflanker og for å utvikle satellittfelt fra eksisterende plattformer til havs. Enda nyere er det at forsøk er blitt gjort på å bore borehull svarende til tredimensjonale borehullsprofiler. Slike borehullsprofiler innbefatter ofte flere sammenstillinger og svinger langs borebanen. Slike tredimensjonale borehullsprofiler muliggjør hydrokarbonutvinning fra flere formasjoner og muliggjør optimal anbringelse av borehull i geologisk intrikate formasjoner.

Hydrokarbonutvinning kan maksimaliseres ved å bore de horisontale og komplekse borehull langs optimale posisjoner innenfor de hydrokarbonførende formasjoner (drivverdige soner). Kritisk for at disse borehullene skal være vellykket, er (1) å etablere pålitelig strategrafisk posisjonsstyring under føring av borehullet inn i målformasjonen, og (2) å navigere borkronen riktig gjennom formasjonen under boring. For å oppnå slike borehullsprofiler er det viktig å bestemme den virkelige posisjonen av borkronen i forhold til formasjonslaggrensene og grensene mellom de forskjellige fluider, slik som oljen, gassen og vannet. Mangel på slik informasjon kan føre til alvorlige «dogleg» baner (dvs. baner med skarpe bøyer) langs borehullet som et resultat av hull- eller borebane-korreksjoner for å finne eller komme inn igjen i de drivverdige soner. Slike borehullsprofiler begrenser vanligvis den horisontale rekkevidde og den endelige borehullslengde som er eksponert for reservoaret. Optimalisering av borehullsposisjonen inne i formasjonen kan også ha en betydelig virkning på maksimalisering av produksjonshastigheter og minimalisering av gass- og vann-koningsproblemer. Styringseffektivitet og geologisk posisjonering blir innenfor dette området betraktet som de største begrensninger når det gjelder de nåværende boresystemer for boring av horisontale og komplekse borehull. Tilgjengelighet av forholdsvis nøyaktige, tredimensjonale seismiske undergrunnskart, posisjonen til boreutstyret i forhold til laggrensene for formasjonen omkring boreutstyret kan i stor grad bedre mulighetene for boring av borehull for maksimal utvinning. Tidligere borehull er mangelfulle når det gjelder fremskaffelse av slik informasjon under boring av borehullene.

Moderne retningsboresystemer anvender vanligvis en borestreng med

en borkrone ved bunnen som blir rotert av en boremotor (vanligvis kalt «slammotoren»). Et antall sensorer og MWD-innretninger er anbrakt nær borkronen for å måle visse bore-, borhulls- og formasjons-evaluerende parametere. Slike parametere blir så benyttet til å navigere borkronen langs en ønsket borebane. En sensor for måling av nedhulls temperatur og trykk, asimut- og inklinasjons-målende innretninger og en innretning for måling av formasjonsresistivitet blir anvendt til å bestemme borestreng- og borhullsrelaterte parametere. Resistivitetsmålingene bli brukt til å bestemme forekomsten av hydrokarboner i forhold til vann omkring og/eller en kort avstand foran borkronen. Resistivitetsmålinger blir vanligvis benyttet til å navigere eller «geostyre» borkronen. Undersøkelsesdybden for resistivitetsinnretningene strekker seg imidlertid vanligvis til 2-3 meter. Resistivitetsmålinger gir ikke laggrense-informasjon i forhold til delanordningen nede i hullet. Feilmarginen til de dybdemålende innretninger som vanligvis er anbrakt på overflaten, er videre ofte større enn undersøkelsesdybden til resistivitetsinnretningene. Det er derfor ønskelig å ha et nedhulls system som relativt nøyaktig kan kartlegge laggrensene omkring delanordningen nede i borehullet slik at borestrengen kan styres for å oppnå optimale borehullsbaner.

Den relative posisjonsusikkerheten for det borehull som bores og den kritiske laggrense nær borehullet eller kontakt med denne, er definert av nøyaktigheten av de retningsmessige MWD-undersøkelsessonder og formasjonens fallusikkerhet. MWD-sonder blir satt ut for å måle jordens gravitasjon og magnetfelt for å bestemme helningen og asimut. Kjennskap til retningen og posisjonen av borehullet avhenger fullstendig av disse to vinklene. Under normale driftsforhold er nøyaktigheten på inklinasjonsmålingen tilnærmet Eik pluss eller minus 0,2°. En slik feil omformes til en stor usikkerhet i målposisjonen på omkring 3,0 meter pr. 1000 meter langs borehullet. I tillegg er variasjoner i tallverdi på flere grader vanlig. Den optimale plassering av borehullet er således meget vanskelig å oppnå basert på de nå tilgjengelige MWD-målinger, spesielt i tynne drivverdige soner, fallformasjoner og komplekse borehullsutforminger.

Nylig er det i PCT-søknad nr. PCT/NO/00183, inngitt av Statoil Corp., beskrevet bruk av akustiske sensorer som har en forholdsvis kort avstand mellom mottakerne og senderen, for å bestemme formasjonens laggrenser omkring delanordningen nede i borehullet. Et avgjørende element når det gjelder å bestemme laggrensene, er bestemmelsen av forplantningstiden til de akustiske refleksjonssignaler fra laggrensene eller andre grenseflate-uregelmessigheter. Denne patentsøknaden foreslår anvendelse av estimater av de akustiske hastigheter oppnådd fra tidligere seismiske data eller andre brønner i nærheten. Slike akustiske hastigheter er ikke særlig nøyaktige fordi de er estimater over virkelige akustiske formasjonshastigheter. Siden dybdemålingene også kan være flere meter fra den virkelige dybden til delanordningen nede i borehullet, er det svært ønskelig å utnytte aktuelle akustiske formasjonshastigheter bestemt nede i borehullet under boreoperasjonene for å bestemme posisjonen til laggrenser i forhold til borkrone-posisjonen i borehullet.

For akustiske eller soniske sensormålinger er i tillegg den mest signifikante støykilde akustiske signaler som forplanter seg fra kilden til mottakerne via det metalliske sondehus (vanligvis kalt «legemsbølger») og den slamsøyle som omgir delanordningen nede i borehullet (vanligvis kalt «rørbølger»). Statoil-søknaden beskriver akustiske sensorkonstruksjoner for å oppnå en viss grad av direktivitet for signalene. Den beskriver også en sender-koplingsmåte og en signalbehandlingsmetode for å redusere virkningene av rørbølgen og legemsbølgene. Slike metoder alene gir imidlertid ikke tilstrekkelig reduksjon av rør- og legems-bølgevirkningene, spesielt når de skyldes sterk direkte kopling av de akustiske signaler mellom senderne og deres tilhørende mottakere.

Fra US patent nr. 4,683,557 er kjent en loggesonde for et borehull, som innbefatter minst en sender for akustisk energi, og minst en mottaker for akustisk energi, plassert i avstand fra senderen. Signaler med akustisk energi går fra senderen til mottakeren direkte gjennom undergrunnsformasjonen inntil borehullet, og indirekte gjennom refleksjoner fra endringer i undergrunnsformasjonen nedenfor borehullsbunnen. Forskjellen i forplantningstid for signalene som ankommer direkte og indirekte, bestemmes for like akustiske bølgeformer, som mål for dybden av de reflekterende undergrunnsformasjonene nedenfor borehullet.

Fra internasjonal publikasjon WO93/07514 er videre kjent et system for utførelse av seismiske undersøkelser og seismisk overvåkning under boring av en brønn. Systemet genererer akustisk vibrasjonsenergi og elektromagnetisk energi i en posisjon nedihulls, og overfører energien inn i den omgivende undergrunnsformasjonen. Energien kan frembringes av selve boreoperasjonen, eller den kan genereres av en nedihulls anordning. Nedihulls sensorer kan avføle energien etter at den har gått gjennom undergrunnsformasjonen. Energien som mottas av sensorene, overføres enten til overflaten, eller den blir overført til en nedihulls datamaskin for analyse, slik at analyseresultatene overføres til overflaten. På grunn av at det benyttes både nedihulls generering og nedihulls avføling av energien, kan det benyttes energi med høy frekvens. Som resultat forbedres den resulterende undersøkelsens oppløsning i forhold til teknikker som utnytter overflate-detektorer for avføling av energi som forplanter seg gjennom undergrunnen.

Foreliggende oppfinnelse angår de behov som er nevnt ovenfor, og tilveiebringer en nedhulls anordning slik som definert nøyaktig i det vedføyde patentkrav 1. Fordelaktige utførelsesformer av anordningen i følge oppfinnelsen fremgår så av de dertil knyttede uselvstendige patentkrav 2-11.

Bunnanordningen kan innbefatte et akustisk MWD-system med et akustisk sensorarrangement som benyttet til å bestemme de akustiske hastighetene i

borehullsformasjonene under boring, og et annet akustisk sensorarrangement for å bestemme laggrense-informasjon basert på de akustiske formasjonshastigheter målt nede i hullet. Nye akustiske sensorarrangementer er beskrevet for forholdsvis

nøyaktig å bestemme laggrense-informasjonen. Akustiske isolatorer mellom senderne og deres tilknyttede mottakere er tilveiebrakt for å redusere legemsbølge- og rørbølge-effektene. Ethvert antall ytterligere MWD-innretninger eller sensorer kan være innbefattet i bunnanordningen for å oppnå ytterligere informasjon om borehullet og de omgivende formasjoner. En styreinnretning eller et styresystem er innbefattet i bunnanordningen som kan opereres nede i borehullet og/eller fra overflaten til å styre borekronen for å bore borehullet langs den ønskede bane.

Systemet korrelerer målinger fra de forskjellige MWD-innretninger og sensorer for å tilveiebringe parametere av interesse vedrørende boreoperasjonene og formasjonsevalueringen. Laggrense-informasjonen kan benyttes tii å kartlegge borehullsprofilen, til å oppdatere eller modifisere seismiske data som er lagret i delanordningen nede i borehullet, og til å styre borkronen for å oppnå den ønskede borehullsprofil. Laggrensen og annen informasjon beregnet nede i borehullet, kan lagres nede i hullet for senere gjenfinning og bruk. I tillegg blir utvalgte parametre av interesse og annen informasjon overført til overflaten under boreoperasjonene for å hjelpe boreren til å styre boreoperasjonene, innbefattet nøyaktig geostyring av borestrengen.

Foreliggende oppfinnelse resulterer i et lukket system for boring av borehull. Systemet innbefatter en borestreng med en borkrone og en nedhulls delanordning som har et antall sensorer og innretninger for måling under boring, et beregningssystem nede i borehullet og et to-veis telemetrisystem for beregning av laggrense-informasjon nede i hullet i forhold til delanordningen nede i hullet. Delanordningen nede i borehullet innbefatter et akustisk MWD-system som inneholder et første sett med akustiske sensorer for å bestemme de akustiske formasjonshastigheter under boring av borehullet og et annet sett med akustiske sensorer som benytter de akustiske hastigheter målt av systemet til å bestemme laggrenser omkring delanordningen nede i hullet. Et beregningssystem er tilveiebrakt inne i delanordningen nede i hullet som behandler nedhulls sensorinformasjon og beregner de forskjellige parametere av interesse, innbefattet laggrensene, under boring av borehullet.

I en utførelsesform inneholder de første og andre sett (arrangementer) av akustiske sensorer en sender- og en mottakergruppe, hvor senderen og noen av mottakerne i mottakergruppen er felles for begge sett med akustiske sensorer. Hver mottaker i mottakergruppen kan videre inneholde en eller flere individuelle akustiske sensorer. I en utforming er avstanden mellom senderen og den fjerneste mottakeren i et av de akustiske sensorsett betydelig større enn avstanden mellom senderen og midten av mottakerne i det annet sett. Beregningssystemet nede i borehulet inneholder programmerte instruksjoner, modeller, algoritmer og annen informasjon, innbefattet informasjon fra tidligere borede borehull, geologisk informasjon om undergrunnsformasjonene og borehullets borebane.

I en alternativ utførelsesform inneholder det akustiske system en felles sender og identiske akustiske mottakergrupper anbrakt symmetrisk på hver side av senderen aksialt langs delanordningen nede i hullet. I en utforming av en slik utførelsesform er en separat stabilisator anbrakt i lik avstand mellom senderen og hver av mottakergruppene for å tilveiebringe hovedsakelig den samme mengde med refleksjoner av de utsendte akustiske signaler. Det symmetriske arrangement bidrar i betydelig grad til å redusere virkningene av den akustiske legemsbølge-støy, akustisk rørbølge-støy tilknyttet det akustiske system, og andre akustiske bølger (kompresjonsbølger, skjærbølger, osv.} som forplanter seg langs borehullet. I tillegg kan akustiske isolatorer være anbrakt mellom senderen og hver av mottakergruppene for å dempe de direkte akustiske signaler mellom senderen og mottakerne og for å øke forplantningstiden mellom disse for å redusere virkningen av legemsbølger og rørbølger på mottakerne.

Det akustiske system som benyttes i oppfinnelsen, bestemmer de virkelige formasjonshastigheter nede i hullet under boring av borehullet, og benytter så slike formasjonshastigheter til å bestemme laggrensene omkring delanordningen nede i hullet. Borkrone-posisjonen blir beregnet nede i hullet eller blir sendt til delanordningen nede i hullet fra målinger på overflaten. Laggrense-informasjonen blir utnyttet for å geostyre borestrengen for å opprettholde borehullet ved en ønsket bane inne i formasjonen. Den akustiske hastighets- og laggrense-informasjon blir benyttet til å korrigere eller oppdatere seismiske kart og til å korrelere målinger fra andre MWD-målinger.

I tilknytning til oppfinnelsen kan det for øvrig utøves en fremgangsmåte til boring av et borehull under utnyttelse av en de lan ordn ing nede i borehullet som har et første og et annet akustisk sensorarrangement og et beregningssystem for å beregne målinger nede i hullet under boringen av borehullet. Fremgangsmåten vil omfatte: (a) å transportere delanordningen nede i hullet langs borehullet; (b) å bestemme nede i hullet, ved hjelp av beregningssystemet, hastigheten av akustiske signaler gjennom formasjoner nær delanordningen nede i hullet ut fra målinger foretatt fra det første akustiske sensorarrangement; og (c) å bestemme nede i borehullet, ved hjelp av beregningssystemet, laggrenser for formasjonene ut fra målinger fra det annet akustiske sensorarrangement og de bestemte akustiske hastigheter i samsvar med programmerte instruksjoner levert til beregningssystemet. Boreretningen blir justert basert på posisjonen til anordningen nede i borehullet i forhold til formasjonslaggrensene.

Eksempler på de viktigste trekk ved oppfinnelsen er således blitt oppsummert ganske generelt for at den detaljerte beskrivelse som følger, bedre kan forstås, og for at bidragene til teknikkens stand kan verdsettes. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet i det følgende og som vil danne grunnlag for de vedføyde krav.

For å oppnå en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse vises det til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelsesform i forbindelse med de vedføyde tegninger, hvor like komponenter er blitt gitt like herwisningstall, og hvor: Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem med en borestreng som innbefatter et akustisk sensorsystem i henhold til foreliggende oppfinnelse; Fig. 2 viser et funksjonsmessig blokkskjema over hovedelementene i systemet nede i hullet, vist på fig. 1; Fig. 3a viser en utførelsesform av det akustiske sensorsystem for bruk i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 3b viser en alternativ utførelsesform av det akustiske sensorsystem for bruk i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 4 viser et akustisk sensorsystem-arrangement anbrakt mellom slammotoren og borkronen for bruk i systemet på fig. 1; Fig. 5a viser et skjematisk diagram over en anvendelse av den akustiske systemkonfigurasjon på fig. 4 i en formasjon som har en forholdsvis liten fallvinkel; Fig. 5b viser grafisk den deterministiske fellesmodus-støyreduksjon for den akustiske sensorkonfigurasjon som er vist på fig. 5a; Fig. 6 viser et funksjonsblokk-skjema for kansellering av bakgrunnsstøyen i den konfigurasjon av det akustiske sensorsystem som er vist på fig. 5a; Fig. 7 er et skjematisk diagram over en boresammenstilling som har et akustisk MWD-system hvor borkronen kan benyttes som en akustisk sender; Fig. 8 er et fuhksjonsblokk-diagram for en signalbehandlingskrets for behandling av akustiske data fra de akustiske systemer ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 9 er et skjematisk diagram som viser undergrunnsformasjoner langs det borehull som bores, og som har det akustiske system ifølge foreliggende oppfinnelse for måling av de akustiske hastighetene til slike formasjoner under boring av borehullet; og Fig. 10 er et eksempel på en sonisk logg som kan genereres under boring av borehullet ved hjelp av det akustiske sensorsystemet ifølge foreliggende oppfinnelse.

Generelt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et boresystem for boring av borehull. Boresystemet inneholderen borestreng med en nedhulls delanordning som innbefatter en borkrone ved sin bunnende og et antall sensorer og MWD-innretninger, innbefattende et akustisk MWD-system med et første sett med akustiske sensorer for å bestemme den akustiske formasjonshastigheten under boring av borehullet og et annet sett med akustiske sensorer for å bestemme laggrensene ved å utnytte de akustiske hastighetsmålinger som er foretatt ved hjelp av det første sett med akustiske sensorer. En beregningsanordning nede i borehullet med tilhørende lager er innrettet for å beregne forskjellige driftsparametere nede i hullet, for å kartlegge formasjonen omkring delanordningen nede i hullet, for å oppdatere lagrede modeller og data som et resultat av de beregnede parametere, og for å hjelpe boreren med å navigere borestrengen langs en ønsket borehullsprofil.

Systemet ifølge oppfinnelsen innbefatter fortrinnsvis også innretninger for å bestemme formasjonsresistiviteten, gammastråle-intensiteten til formasjonen, borestreng-inklinasjonen og borestreng-asimut, formasjonens nukleære porøsitet og formasjonens densitet. Borestrengen kan inneholde andre MWD-innretninger som er kjent på området, for å tilveiebringe informasjon om undergrunnsgeolo-gien, borehullsforholdene og driftsparameterne til slammotoren, slik som differensialtrykket over slammotoren, torsjonen og tilstanden til retningsanordningen. Utvalgte data blir overført mellom delanordningen nede i hullet og beregningsapparatur på overflaten via et to-veis telemetrisystem.

Beregningsapparaturen på overflaten overfører signaler til delanordningen nede i hullet for å styre visse

ønskede operasjoner, og også for å behandle de mottatte data i henhold til programmerte instruksjoner for å forbedre boreoperasjonene.

Fig. 1 viser et skjematisk diagram over et boresystem 10 med en nedhulls sammenstilling som inneholder et akustisk sensorsystem og overflateinnretnin-gene i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 10 et konvensjonelt boretårn 11 montert på et boretårngulv 12 som understøtter et rotasjonsbor 14 som dreies av en hoveddrivanordning (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 20 som innbefatter en borerørseksjon 22 strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 14 og ned i et borehull 26. En borkrone 50 som er festet til borestrengen ved nedhullsenden bryter opp den geologiske formasjon når den roteres. Borestrengen 20 er koplet til en heisanordning 30 via en kelly-skjøt 21, en svivel 28 og en kabel 29 gjennom et taljesystem 27. Under boreoperasjonene blir heisanordningen 30 operert for å styre vekten på kronen og inntrengningshastigheten for borestrengen 20 inn i borehullet 26. Driften av heisanordningen er velkjent på området og blir derfor ikke detaljert beskrevet her.

Under boreoperasjoner blir et egnet borefluid (vanligvis kalt «slam» på området) 31 fra en slamgrop 32 sirkulert undertrykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet 31 passerer fra slamgropen 34 inn i borestrengen 20 via en trykkutjevningsanordning 36, en fluidledning 38 og kelly-skjøten 21. Borefluidet strømmer ut ved borehullsbunnen 51 gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet sirkuleres opp gjennom hullet gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og blir tømt ut i slamgropen 32 via en returledning 35. Fortrinnsvis er en rekke sensorer (ikke vist) hensiktsmessig anordnet på overflaten i henhold til kjente metoder på området for å tilveiebringe informasjon om forskjellige borerelaterte parametere, slik som fluidstrømningshastighet, vekt på borkronen, krokbelastning, osv.

En overflate-styreenhet 40 mottar signaler fra sensorer og innretninger nede i hullet via en sensor 43 som er anbrakt i fluidledningen 38, og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner frembrakt til overflatestyreenheten. Overflatestyreenheten fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 42, hvilken informasjon blir benyttet av en operatør til å styre boreoperasjonene. Overflatestyreenheten 40

inneholder en datamaskin, et lager for lagring av data, en dataskriver og andre periferienheter. Overflatestyreenheten 40 innbefatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer innført gjennom en passende anordning, slik som et tastatur. Styreenheten 40 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere en alarm 44 når visse utrygge eller uønskede driftstilstander inntreffer.

En boremotor eller slammotor 55 som er koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en lageranordning 57, roterer borkronen 50 når borefluidet 31 føres gjennom slammotoren 55 undertrykk. Lageranordningen 57 understøtter de radielle og aksielle krefter på borkronen, boremotorens nedadrettede skyvekraft og den reaktive oppadrettede belasning fra den påtrykte vekten på kronen. En stabilisator 58 som er koplet til lageranordningen 57, virker som en sentraliseringsanordning for den nedre del av slammotor-sammenstillingen.

I den foretrukne utførelsesform av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er delanordningen 59 nede i hullet (også kalt bunnanordningen eller «BHA») som inneholder de forskjellige sensorer og MWD-innretninger for å tilveiebringe informasjon om formasjonen og boreparametre nede i hullet og slammotoren, koplet mellom borkronen 50 og borerøret 22. Hullanordningen 59 har fortrinnsvis en modulær konstruksjon, idet de forskjellige innretningene er sammenkoplete seksjoner slik at de enkelte seksjoner kan skiftes ut etter ønske.

Det vises fremdeles til fig. 1 hvor BHA også fortrinnsvis inneholder sensorer og innretninger i tillegg til de ovennevnte sensorer. Slike innretninger innbefatter en innretning for måling av formasjonsresistiviteten nær og/eller foran borkronen, en gammastråle-innretning for måling av formasjonens gammastråle-intensitet og innretninger for å bestemme borestrengens inklinasjon og asimut. Den resistivitetsmålende innretning 64 er fortrinnsvis koplet inn over den nedre utløsningsanordning 62 som tilveiebringer signaler, hvorfra formasjonens resistivitet nær eller foran borkronen 50 blir bestemt. En resistivitetsmålende innretning er beskrevet i US-patent nr. 5,001,675 som tilhører foreliggende søker, og som herved inntas som referanse. Patentet beskriver en dobbelforplantnings-resistivitetsanordning («DPR») som har en eller flere par med senderantenner 66a og 66b atskilt fra ett eller flere par med mottakerantenner 68a og 68b. Det blir anvendt magnetiske dipoler som opererer i det middelfrekvente og nedre høyfrekvente spektrum. Under drift blir de utsendte elektromagnetiske bølger forstyrret etterhvert som de forplanter seg gjennom den formasjon som omgir resistivitetsinnretningen 64. Mottakerantennene 68a og 68b detekterer de forstyrrede bølger. Formasjonsresistivitet blir utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signaler. De detekterte signaler blir behandlet ved hjelp av en krets nede i hullet som fortrinnsvis er anbrakt i et hus 70 over slammotoren 55 og som blir sendt til overflatestyreenheten 40 ved bruk av et passende telemetrisystem 72.

Inklinometeret 74 og gammastråle-innretningen 76 er fortrinnsvis plassert

langs resistivitetsmåleinnretningen 64 for henholdsvis å bestemme inklinasjonen til den del av borestrengen som er i nærheten av borkronen 50, og formasjonens gammastråle-intensitet. Ethvert egnet inklinometer og enhver egnet gammastråle-innretning kan imidlertid benyttes for å oppnå formålet ifølge oppfinnelsen. I tillegg kan en asimutinnretning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopanordning benyttes til å bestemme borestrengens asimut. Slike innretninger er kjent på området og blir derfor ikke beskrevet detaljert her. I den ovenfor beskrevne utforming overfører slammotoren 55 kraft til borkronen 50 via en elter

flere hule aksler som løper gjennom den resistivitetsmålende innretning 64. Den hule akselen gjør det mulig for boreslammet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50.1 en alternativ utførelsesform av borestrengen 20, kan slammotoren 55 være koplet inn under den resistivitetsmålende innretning 64 eller på et annet egnet sted.

US-patent nr. 5,325,714 til Lende, som er overdratt til foreliggende søker og som herved inntas som referanse, beskriver anbringelse av en resistivitetsinnretning mellom borkronen og slammotoren. Den ovenfor beskrevne resistivitetsinnretning, gammastråle-innretning og inklinometeret er fortrinnsvis anbrakt i et felles hus som kan være koplet til motoren på den måte som er beskrevet i

US-patent nr. 5,325,714.) tillegg beskriver US-patentsøknad serienr. 08/212,230, som er overdratt til foreliggende søker og som herved inntas som referanse, et modulsystem hvor borestrengen inneholder modulære sammenstillingen som innbefatter en modulær sensorsammenstilling, en motorsammenstilling og utløser-delanordninger. Den modulære sensorsammenstilling er plassert mellom borkronen og slammotoren som beskrevet ovenfor. Foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis modulsystemet som er beskrevet i US-patenssøknad, serienr. 08/212,230.

Anordningen nede i hullet i henhold til foreliggende oppfinnelse innbefatter en MWD-seksjon 78 som inneholder en nukleær måleanordning for formasjonsporøsitet, en nukleær densitetsinnretning og et akustisk sensorsystem plassert over slammotoren 64 i huset 78 for å tilveiebringe informasjon som er nyttig når det gjelder å evaluere og teste undergrunnsformasjoner langs borehullet 26. De foretrukne utforminger av det akustiske sensorsystem blir beskrevet senere under henvisning til fig. 3a, 3b og 5a. Foreliggende oppfinnelse kan benytte en hvilken som helst av de kjente formasjonsdensitet-innretninger. US-patent nr. 5,134,285 som er overdratt til foreliggende søker og som herved inntas som referanse, beskriver en formasjonsdensitet-innretning som benytter en gammastråle-kilde og en detektor som kan anvendes i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse. Under bruk sendes gammastråler utsendt fra kilden, inn i formasjonen hvor de vekselvirker med formasjonen og dempes. Dempningen av gammastrålene blir målt ved hjelp av en egnet detektor, hvorfra formasjonens densitet blir bestemt.

Den porøsitetsmålende innretning er fortrinnsvis den innretning som er generelt beskrevet i US-patent nr. 5,144,126 som er overdratt til foreliggende søker og som er herved inntas som referanse. Denne innretningen anvender en nøytronutsendende kilde og en detektor for måling av de resulterende gammastråler. Under bruk blir nøytroner med høy energi sendt inn i den omgivende formasjon. En passende detektor måler nøytronenergi-forsinkelsen som skyldes vekselvirkning med hydrogen og atomer som er tilstede i formasjonen. Andre

eksempler på nukleære loggeinnretninger er beskrevet i US-patent nr. 5,126,564 og 5,083,124.

De ovenfor nevnte innretninger sender data til telemetrisystemet 72 nede i borehullet, som igjen sender de mottatte data opp gjennom hullet til styreenheten 40 på overflaten. Telemetrisystemet nede i borehullet mottar også signaler og data fra styreenheten 40 på overflaten og sender slike mottatte signaler og data til de riktige innretninger nede i hullet. Foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis en stampuls-telemetriteknikk til å kommunisere data fra sensorene og innretningene nede i hullet under boreoperasjoner. En transduser 43 anbrakt i slamforsyningsledningen 38 detekterer slampulsene som svarer til de data som er sendt ut av telemetrisystemet 72 nede i hullet. Transduseren 43 genererer elektriske signaler som reaksjon på slamtrykkvariasjonene og sender slike signaler via en leder 45 til styreenheten 40 på overflaten. Andre telemetriteknikker slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller enhver annen egnet teknikk, kan benyttes for oppfinnelsens formål.

Fig. 2 viser et funksjonsmessig blokkskjema over hovedelementene i delanordningen 59 nede i hullet og illustrerer videre datakommunikasjonsveiene mellom de forskjellige systemelementer. Det skal bemerkes at fig. 2 illustrerer bare ett arrangement av elementene og et system for datakommunikasjon mellom disse. Andre arrangementer kan benyttes like effektivt for oppfinnelsens formål. Sensorene for å bestemme driftstilstandene nede i borehullet og tilstanden til anordningen nede i borehullet, blir hensiktsmessig detektert ved hjelp av S,-Sj, det akustiske sensorsystem er betegnet med henvisningstall 160, mens de gjenværende MWD-innretningene nede i borehullet, slik som de nukleære, elektromagnetiske, retningsmessige innretningene o.l., er betegnet med di-dm. Sensorene Si-Sj, MWD-innretningene di-dm og det ønskede akustiske sensorsystem 160 er anordnet inne i delanordningen nede i hullet på en ønsket måte. Under drift blir et forutbestemt antall diskrete datapunktutganger fra sensorene og MWD-innretningene lagret i et bufferlager som, på fig. 2, er innbefattet som en utskilt del av lagerkapasiteten til datamaskinen 150. Alternativt kan bufferlageret omfatte et separat element (ikke vist).

Sensorrespons-relasjoner eller «modeller» for det akustiske sensorsystem og andre sensorer i delanordningen nede i hullet, blir fortrinnsvis lagret i et lager 148. Disse modellene blir bestemt matematisk og/eller ved hjelp av måleresponser fra sensorene i en kjent testformasjon. I tillegg blir andre referansedata, slik som data som definerer de utpekte formasjoner som skal bores, seismiske data, offset-brønndata, fortrinnsvis lagret nede i hullet i lageret 148. En to-veis data- og kommando-signalkommunikasjon er anordnet mellom datamaskinen 150 og lageret 148. Responsene fra sensorene SrS,, drdm og 160 blir overført til datamaskinen 150 hvor de blir transformert til parametere av interesse eller svar som beskrevet senere. Elektronikken nede i borehullet for behandling av signaler og for å utføre andre beregninger, innbefatter datamaskinen eller styreenheten 150 lageret 145 og 146, og andre ønskede komponenter, slik som signalprosessorer, forsterkere, osv. (ikke vist). For enkelhets skyld er bruken av slike kjente komponenter ikke innbefattet på fig. 2.

Det vises fremdeles til fig. 2 hvor parameterne av interesse blir overført til overflaten via den oppadgående telemetribane 127 eller lagret i lageret 146 for etterfølgende gjenfinning på overflaten. Siden det akustiske sensorsystem 160 og andre sensorer 152 og drdm er anbrakt aksialt langs delanordningen nede i borehullet, svarer deres responser ikke til det samme målepunkt i borehullet 26 (se fig. 1). Før kombinering eller korrelering av dataene fra forskjellige sensorer forskyver datamaskinen 150 dataene til et felles dybdepunkt. De forskjellige innretningene di-dm oppviser heller ikke nødvendigvis den samme vertikale oppløsning. Vertikal oppløsningstilpasning blir derfor utført av datamaskinen 150 før kombinering eller korrelering av målinger fra forskjellige sensorer.

Når de parameterne som er av interesse, er blitt beregnet ut fra de dybdeforskjøvne og oppløsningstilpassede data, blir de overført til nedhullsdelen av telemetrisystemet 142 og deretter overført til overflaten ved hjelp av en passende oppad rettet telemetrianordning, generelt illustrert ved hjelp av den brutte linje 127. Kraftkilden 144 leverer kraft til telemetrielementet 142, datamaskinen 150, lagrene 146 og 148 og tilhørende styrekretser (ikke vist). Informasjon fra overflaten blir overført over den nedadrettede telemetribane som generelt er illustrert ved hjelp av den brutte pil 129, til mottakerelementet nede i hullet i telemetrienheten 142, og blir så overført til datalagringsenheten 148 for etterfølgende bruk.

Fig. 3a er et skjematisk diagram over en del 200 av delanordningen nede i borehullet som viser en utførelsesform av det akustiske systemet ifølge foreliggende oppfinnelse anbrakt i MWD-seksjonen 78 som er vist på fig. 1. Delsystemet på fig. 3a er fortrinnsvis anbrakt mellom slammotoren 55 og telemetriseksjonen 72 nede i hullet. Delsystemet 200 inneholder en nukleær densitetsinnretning 202 og en nukleær porøsitetsinnretning 204 av den tidligere beskrevne type, atskilt av en akustisk isolatorseksjon 206. Densitetsinnretningen 202 og porøsitetsinnretningen 204 kan være innesluttet i et felles hus 208 eller utformet som individuelle seksjoner eller moduler. En første akustisk sender eller et sett med sendere Ti er anbrakt mellom densitetsinnretningen 202 og den første isolator 206. En annen akustisk sender eller et sett med sendere T2 er anbrakt

forbi porøsitetsinnretningen og en annen akustisk isolator 210. Et antall akustiske mottakere Ri-Rn er anbrakt aksialt atskilt fra hverandre mellom senderne Ti og T2. Avstanden d2 mellom senderen Ti og midten av fjernmottakeren i gruppen 212 er fortrinnsvis mindre enn (4,5) meter, mens avstanden di mellom senderen T2 og nærmottakeren i gruppen 212 ikke er mindre enn (10) centimeter.

Hver av senderne og mottakerne er koplet til elektronikk-kretser (ikke vist) som får de akustiske senderne til å generere akustiske pulser med forutbestemte tidsintervaller og mottakerne til å motta eventuelle reflekterte akustiske signaler fra borehullsformasjonene. I en driftsmodus blir det akustiske system for å bestemme formasjonens akustiske hastigheter selektivt aktivert under boring, og det akustiske system for å bestemme laggrense-informasjonen blir aktivert når boreaktiviteten er stanset, for i betydelig grad å redusere akustisk støy generert av borkronen. I en alternativ driftsmodus kan hastighets- og laggrense-målingene foretas mens boringen skjer. Andre egnede driftsmodi kan også benyttes i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse.

I det foreliggende system blir en gruppe med to eller flere mottakere foretrukket fremfor et mindre antall mottakere for å oppnå nøyaktigere akustiske målinger. Det er kjent at kvaliteten på akustiske målinger kan forbedres ved å benytte mottakergrupper som har et stort antall mottakere. Under drift blir senderne fortrinnsvis energisert flere ganger over en kjent tidsperiode, og de mottatte signaler blir stakklagret for å forbedre oppløsningen. Slike databehandlingsteknikker er kjent på området og blir derfor ikke detaljert beskrevet her. Senderen T1 blir fortrinnsvis drevet ved en forutbestemt frekvens mellom 5 til 20 KHz, mens senderen T2 blir drevet ved en frekvens mellom 100 Hz til 5 KHz. Datamaskinen 150 nede i hullet bestemmer forplantningstiden til de akustiske signaler og dermed hastigheten til de akustiske signaler gjennom formasjonen ved å behandle signaler fra den første sender T1 og mottakerne 212 under utnyttelse av en av de metoder som er kjent på området. Datamaskinen bestemmer så avstanden mellom et målepunkt i delanordningen 200 og laggrensene omkring delanordningen i borehullet ut fra data som er mottatt av mottakerne som reaksjon på de signaler som er utsendt av senderen T2, og ved å utnytte de aktuelle akustiske hastighetsmålinger som er bestemt ved hjelp av datamaskinen.

Som nevnt tidligere er avstanden d2 fortrinnsvis mindre enn 4,5 meter, noe som er bestemt å være tilstrekkelig for å bestemme de akustiske hastigheter gjennom de formasjoner som omgir senderen og mottakergruppen. Stor avstand mellom senderen og mottakeren er imidlertid ugunstig ved at rørbølgene og legemsbøkjene kan utgjøre dominerende signaler mottatt av mottakerne, som da blir filtrert eller fjernet ved hjelp av matematiske teknikker som er kjent på området, før behandling av de signaler som er reflektert fra laggrensene. For å redusere virkningene av legemsbølgene er akustiske isolatorer henholdsvis 206 og 208, anbrakt mellom senderne Ti og T2 og mottakerne. En del av isolatoren strekker seg fortrinnsvis forbi huset 211, dvs. inn i ringrommet mellom borehullet og delanordningen nede i hullet for å dempe eller redusere den direkte koplingseffekt av rørbølgene. Senderne kan drives ved å sveipe frekvensene innenfor deres respektive områder, eller kan opereres ved flere diskrete multipelfrekvenser for å fjerne støyen og for derved å forbedre signalkvaliteten. Datamaskinen 150 nede i borehullet kan være programmert for å operere de akustiske sensorsystemene ved de ønskede frekvenser og de ønskede tidsintervaller. Den frekvens som brukes, avhenger vanligvis av den ønskede undersøkelsesdybde og oppløsning for en spesiell anvendelse.

Utførelsesformen av det akustiske system på fig. 3a viser to sendere og en enkelt mottakergruppe. Noen av eller alle mottakerne i gruppen kan benyttes som mottakere i kort avstand, og likeledes kan noen av eller alle senderne i gruppen benyttes som mottakere med lang avstand. De akustiske elementene ifølge foreliggende oppfinnelse kan være konstruert for å inneholde en enkelt sender og en mottaker eller mottakergruppe i kort avstand og en mottaker eller mottakergruppe i lang avstand som vist på fig. 3b. I en slik konfigurasjon er den enkelte sender T fortrinnsvis anbrakt ved en ende av delanordningen og en nærmottakergruppe (R„ear) 220 som har mottakere Ri-Rm, er anbrakt i en avstand di, og en fjernmottakergruppe (Rfar) 222 med mottakere R'i-R'n er plassert i en avstand d2 fra senderen T. Den akustiske isolator 222 er i denne utførelsesformen anbrakt mellom senderen T og fjernmottakergruppen 222. Den eneste sender T kan opereres under et tidsintervall ved en førstefrekvens eller et sett med frekvenser for nærmottakerne 220, og opereres i et annet tidsintervall ved en annen frekvens eller et sett med frekvenser for fjernmottakerne 222.1 den utførelsesform som er vist på fig. 3a-b er alle de akustiske sensorene anbrakt over slammotoren 55. Alternativt kan noen av mottakerne være anbrakt over slammotoren og de andre under slammotoren.

Fig. 4 viser en alternativ utførelsesform av delanordningen nede i borehullet

som inneholder det akustiske system. I denne utførelsesformen er de akustiske sensorene (sendere og mottakere) anbrakt mellom borkronen 50 og slammotor-seksjonen 55. Den nedre stabilisator 58a og den øvre stabilisator 58b blir benyttet som akustiske støyisolatorer. De akustiske sensorene er fortrinnsvis anbrakt i huset som inneholder den resistivitetsmålende innretning, gammastråle-densitetsinnretningen og inklinometeret, kollektivt betegnet med henvisningstall 80. De andre elementene i delanordningen nede i hullet befinner seg i den seksjon som er betegnet med henvisningstall 82. De akustiske mottakerne Ri og R2 er fortrinnsvis anordnet symmetrisk omkring senderen T for å kansellere den direkte akustiske koplingsstøy under behandling av de mottatte reflekterte signaler, som beskrevet nærmere under henvisning til fig. 5a-5c.

Fig. 5a viser det akustiske sensorsystem som har to mottakere eller

grupper med mottakere R1 og R2 anbrakt symmetrisk omkring en sender mellom to hovedsakelig identiske stabilisatorer 260 og 262 som er anbrakt på hver side av senderen T. I en slik konfigurasjon ankommer alle deterministiske signaler som vedrører den akustiske senderen (borestreng-materialsignaler, akustisk trykkbølge eller «P»-signalene, den akustiske skjærbølge eller «S»-signalene, rørbølgene og de refleksjoner som er forårsaket av stabilisatorene) ved hvert par av de symmetrisk anbrakte mottakere til samme tid med identiske amplituder som vist ved amplitude/tid-refleksjonsbølgene som er vist på fig. 5b. Signaler mottatt av hver av mottakerne i mottakergruppene Ri og R2 er merket liten n til r„. Som vist på fig. 5b mottar hver av mottakerne R1 og R2 de identiske signaler på samme tid. De signalene som mottas av hvert mottakerpar, blir subtrahert fra hverandre for å bestemme differansen for de tilsvarende mottakerpar. På denne måten blir de felles støysignaler kansellert og etterlater de informative eller nyttige refleksjonssignaler som differansesignalene, bortsett fra i visse unike situasjoner,

slik som når den akustiske sensorgruppe er nøyaktig parallell med den reflekterende laggrense. I slike situasjoner kan systemet være innrettet for å

behandle signaler fra hver mottaker eller mottakergruppe uavhengig for å

bestemme laggrense-tilstandene. Som vist på fig. 5a kanselleres ikke de informative signaler re som svarer til refleksjonene fra laggrensen 264, fordi de

ankommer mottakerne Ri og R2 til forskjellige tider. Selv når de reflekterte signaler ankommer fra en laggrense som er parallell med den akustiske gruppe, indikerer forekomsten av null sensorsignal at faggrensen er parallell med den akustiske gruppe, i hvilket tilfelle signalbehandlingen kan foretas ved å benytte konvensjonelle ikke-symmetriske behandlingsteknikker. Det skal bemerkes at hver mottaker i utførelsesformene kan inneholde en eller flere akustiske sensorer.

Det vises fremdeles til fig. 5a hvor det akustiske system kan innbefatte en eller flere akustiske isolatorer, slik som isolatorene 270a og 270b som henholdsvis er anbrakt mellom senderen og mottakergruppene R1 og R2 for å redusere virkningen av legemsbølger og rørbølger mellom senderen og mottakerne. En del av disse isolatorene strekker seg fortrinnsvis en viss avstand forbi huset 272 for å redusere virkningen av rørbølgene. Disse isolatorene kan være delvis innbakt i huset 272 og kan være laget av ethvert ønsket materiale eller enhver ønsket kombinasjon av materialer. Som et eksempel kan legemsbølge-isolasjonsdelen være laget av et egnet elastomermateriale, mens rørbølgedelen av isolatoren kan være laget av et egnet metall.

Som beskrevet tidligere kan systemet være innrettet for å benytte flerfrekvente akustiske pulser. I noen tilfeller kan bruken av forskjellige eksitasjonsfrekvenser for nærmottakerne med hell brukes til å beregne avstanden mellom delanordningen nede i borehullet og laggrensen. Dette skyldes det faktum at for forskjellige formasjonsegenskaper (porøsitet, permeabilitet, porestørrelser, litologi, osv.) kan kvaliteten av den akustiske bølgeforplantning gjennom mediet være forskjellige for forskjellige frekvenser. I slike tilfeller kan flerfrekvens-undersøkelse med en korrelasjonsanalyse benyttes for å oppnå en mer nøyaktig tolkning av resultatene.

Enhver egnet sender- og mottaker-konstruksjon kan benyttes i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse. US-patentsøknad, serienr. 08/371,879, gitt til James V. Leggett III, som herved inntas som referanse, beskriver segmenterte akustiske sensorer og fremgangsmåtene for benyttelse av slike sensorer som kan anvendes i systemet ifølge foreliggende oppfinnelse. Andre akustiske sensorer, slik som beskrevet i Statoils PCT-søknad, som er inntatt som referanse, kan også benyttes i systemet ifølge oppfinnelsen.

Enhver kjent signalbehandlingsmetode kan benyttes til behandling av de akustiske signaler ifølge oppfinnelsen. Behandlingsteknikkene er hovedsakelig maken til de velkjente seismiske signalbehandlingsteknikker, spesielt de seismiske enkeltbrønnteknikker. Slike teknikker innbefatter frembringelse av foreløpige korreksjoner (statiske og dynamiske), oppbygning av stakklagrede datasett, konvolvering og tidsvarierende Weiner-metoder og andre formingsfiltreringsteknikker og seismiske filtreringsteknikker, slik som tilfeldig foroverkoplet filtrering, tilfeldig tilbakekoplet filtrering, minimumsforsinkelse, og minstekvadrat-småbølgefiltrering, osv. Systemet benytter fortrinnsvis støykansellerings- og sensitive ekkodeteksjons-metoder for å forbedre kvaliteten av de akustiske signaler. Slike metoder er typisk basert på kjente signalbehandlingsteknikker, slik som den komplekse overføringsfunksjon-beregning, spektral- og Cepstrum-analyse, Hilbert-transformasjon, osv.

Systemet ifølge foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis en teknikk for kansellering av bakgrunnsstøyen som ikke er relatert til den akustiske kilde i systemet. Slik støy innbefatter naturlig akustisk støy fra jorden og tilfeldig støy fra de forskjellige kilder omkring borehullet, slik som støy generert av kjøretøyer og andre boreaktiviteter på overflaten. Fig. 6 viser et funksjonelt blokkskjema over en foretrukket fremgangsmåte for kansellering av bakgrunnsstøy. Denne fremgangsmåten antar at de statistiske parametere for bakgrunnsstøyen forblir de samme under måleperioden nede i borehullet, dvs. at støyen forblir stasjonær. Like før utløsning etler aktivering av den akustiske sender i systemet, blir systemet programmert til å registrere og huske bakgrunnsstøy-mønsteret i et tilknyttet lager, som vist ved blokk 302. Under undersøkelsen av laggrensene blir så det registrerte støymønster korrelert med signalene (signal + støy) 301 som er mottatt av de akustiske mottakerne i systemet, ved å beregne en overføringsfunksjon ved hjelp av en overføringsfunksjon-beregningsenhet som vist i blokk 304. Hvis en komponent av de mottatte signaler er sterkt korrelert med støymønsteret, blir en slik komponent fjernet fra de mottatte signaler med en korrigerende skailerings-koeffisient k, blokk 305. Koeffisienten k blir anslått basert på koherensnivået mellom det mottatte signal og den registrerte støy. Signalet fra overføringsfunksjonen-beregningsenheten 304 blir ført til en koherensnivå-godkjenningsenhet 306. Støysignal-delen basert på koeffisienten k blir fjernet fra utgangssignalet fra koherensnivå-godkjenningsenheten 306 som vist ved subtraheringsblokken 308 for å oppnå et støyrenset signal 310.

Foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis Cepstrum- og småbølge-teknikken til å detektere informative refleksjoner med liten amplitude kombinert med andre ikke-informative refleksjoner, slik som refleksjoner som kommer fra stabilisatorene, og som har det samme frekvensinnhold. Slike informative signaler blir detektert ved å anvende noen få tid/frekvens- og reverserte omforminger sammen med logaritmisk behandling for å atskille multiplikative komponenter.

Fig. 7 er et skjematisk diagram over en boresammenstilling 400 anbrakt i en formasjon 405. Boresammenstillingen 400 innbefatter en borkrone 412 ved enden av boresammenstillingen 400 og et akustisk MWD-apparat 410. Det akustiske system 410 innbefatter et hus eller et legeme 414. Det akustiske apparatet 410 inneholder to atskilte sendere Ti og T2, fortrinnsvis anbrakt i huset 414. Et par mottakere Ri og R2 er anbrakt på hver side av senderen T1.1 den utforming som er vist på fig. 7, er mottakeren Ri vist anbrakt under senderen Ti, og mottakeren R2 er vist anbrakt over senderen Tl Mottakeren Ri er vist å inneholde et antall akustiske enkeltsensorer R'i-Ri'" omkretsmessig anbrakt omkring apparatet 410. Mottakeren R2 er vist å inneholde en gruppe med atskilte mottakere R2a-R2n, der hver slik mottaker har et antall individuelle akustiske sensorer anbrakt omkretsmessig omkring apparathuset 414. Det akustiske sensorarrangement for senderen Ti og mottakerne Ri og R2 kombinerer visse funksjonsmessige karakteristikker ved det arrangement som er beskrevet under henvisning til fig. 3a, 3b og 5a. Mottakeren Ri og mottakeren R2a i mottaker R2 er symmetrisk anbrakt omkring senderen Ti, dvs. i lik avstand (di) fra senderen Tl Mottakerne R2a-R2n i gruppen R2 er fortrinnsvis anbrakt i lik avstand for å lette forskyvningssignaler under behandling av signaler fra disse mottakerne.

Senderen Ti og mottakerne Ri og R2a blir benyttet til å måle forplantningstiden for det akustiske signal som er utsendt av senderen Ti og detektert av mottakerne Ri og R2a på den tidligere beskrevne måte med hensyn til det symmetriske arrangement som er vist på fig. 4, 5a og 5b. Senderen T1 og mottakerne

R2a-R2n blir benyttet til å bestemme akustisk hastighet i den formasjonen som det bores i, på den måte som tidligere er beskrevet under henvisning til senderen T2 og mottakeren 212 på fig. 3a.

Det vises fremdeles til fig. 7 hvor en annen sender T2 er vist anbrakt over mottakeren R2 og en tredje mottaker R3 anbrakt over senderen T2. Mottakeren R3 og en av mottakerne i gruppen R2 er symmetrisk anbrakt omkring senderen T3 i en avstand d2. Fig. 7 er vist med mottakere R3 og R2fl symmetrisk anbrakt omkring senderen T2. Det akustiske sensorarrangement som inneholder senderen T2 og mottakerne R3 og R2n, utgjør et annet symmetrisk arrangement maken til det første symmetriske arrangement av senderen Ti og mottakerne Ri og R2a, men atskilt med en forutbestemt avstand d3. Det annet symmetriske sensorarrangement blir benyttet til å bestemme laggrense-avstanden db2 på samme måte som avstanden dbi blir bestemt ved hjelp av det første symmetriske sensorarrangement. Avstanden, eller de ekvivalente akustiske forplantningstider, blir så benyttet til å beregne formasjonsfallet, som vanligvis defineres av vinkelen alfa, ved en av de metoder som er velkjente på området.

Under boring av borehullet produserer borkronen 412 akustisk energi som blir sendt inn i formasjonen 405. Borkronen kan derfor benyttes som en sender av akustisk energi for å bestemme en parameter av interesse under boring. Den akustiske energi som utsendes av borkronen produserer imidlertid ikke en kontrollert og repeterbar bølgesignatur i likhet med de som frembringes av vanlig brukte sendere i akustiske brønnapparater. For å kompensere for en slik mangel, er en akustisk mottaker 416 anbrakt nær borkronen 412 for å tilveiebringe signaler svarende til den akustiske energi som produseres av borkronen 412, hvorfra signaturen til den akustiske energi som sendes ut av borkronen, blir bestemt ved hjelp av behandlings- eller styre-kretsen (se fig. 1) ved en eller annen kjent metode. Under boring bestemmer og lagrer behandlingen i apparatet 400 signaturen til den akustiske energi som sendes ut av borkronen 412, i et tilknyttet lager. En eller flere akustiske mottakere (R1-R3) i apparatet 400 blir benyttet til å detektere akustiske signaler reflektert av formasjonene eller forkastninger som reaksjon på den akustiske energi som er utsendt av borkronen 412. De detekterte signaler blir behandlet nede i hullet eller på overflaten under boring, idet borkrone-signalsignaturen blir benyttet til å bestemme den parameter som er av interesse, slik som den akustiske hastighet og forplantningstiden eller ekvivalent, avstanden mellom borkronen 412 og undergrunns refleksjonspunkter, slik som laggrensen 405a eller 405b, formasjonskontraster, eller andre uregelmessigheter. Det vil fra den ovenfor gitte beskrivelse være klart at borkronen kan benyttes istedenfor eller i tillegg til en av de andre senderne for å tilveiebringe ytterligere informasjon.

Borkronen utgjør en kilde ved det dypeste punkt i borehullet 405. Den induserer akustisk energi radialt omkring borehullet (som vist ved linjene 413a) og i alle andre retninger, innbefattet i boreretningen (som vist ved linjene 413b). Eventuell akustisk energi 413b' som reflekteres tilbake til mottakerne i apparatet 400 av refleksjonspunkter, slik som 415, under borkronen 412, kan behandles for å bestemme posisjonen av slike refleksjonspunkter i forhold til borkronen for derved å gjøre det mulig for operatøren å undersøke foran om visse formasjonstilstander. I tillegg kan akustiske sensorer være anbrakt på overflaten for å detektere signaler generert av borkronen og fra undergrunnsreflektorer som reaksjon på disse. Slike detekterte signaler kan behandles for å oppnå seismisk informasjon om undergrunnsformasjoner, som kan benyttes til å generere seismiske kart eller oppdatere eksisterende informasjon.

I noen anvendelser kan det foretrekkes å benytte resistivitetsmålingene som er beskrevet tidligere, som kan se forover over en forholdsvis kort avstand, i forbindelse med de soniske foroverrettede målinger for å oppnå bedre bestemmelse av laggrenser og vann/olje-separasjon foran borkronen. Denne kombinerte informasjon blir så brukt til å styre apparatet 400 for å bore borehullet langs den ønskede bane.

Det akustiske system på fig. 7 innbefatter således et akustisk sensorarrangement ( T^ og R2) for å bestemme den akustiske hastigheten til formasjonen 405 som omgir apparatet 400, et annet akustisk sensorarrangement (T-i, Ri og R2) for å bestemme den første laggrense-informasjon (slik som den akustiske forplantningstid og/eller avstanden), og et tredje akustisk arranement (T2, R3 og R2) for å bestemme den annen laggrense-informasjon, uavhengig av den første laggrense-informasjon. Det skal bemerkes at det akustiske sensorarrangement som utgjøres av borkronen 412 som sender og et passende antall mottakere, kan benyttes til å bestemme de akustiske hastigheter og/eller laggrense-informasjonen.

Den informasjon som oppnås fra det akustiske apparat 400 som er beskrevet ovenfor, kan benyttes til å understøtte og/eller oppdatere seismiske data,

borehullsprofil-data lagret i apparatet 400 eller på overflaten, ved å sende slik informasjon til overflaten via et egnet telemetrisystem tilknyttet boresammenstillingen 400. En styrbar styreanordning nede i borehullet (ikke vist)

kan være innbefattet i apparatet som beskrevet under henvisning til ftg. 1. Styresystemet i apparatet 400 kan innbefatte en eller flere prosessorer som fortrinnsvis benytter spesielle ekspertsystem-algoritmer til å generere spesielle styreinformasjoner og få styreinnretningen til å bore borehullet langs en ønsket borebane. Alternativt kan apparatet 410 sende signaler og data til overflaten for bruk av en operatør for systemadministrasjon eller for overføring til reservoarteknikkere som befinner seg i store avstander fra borestedet, for endelig reservoargjennomtrengning. Slik informasjon er særlig nyttig for svært avvikende, horisontale og komplekse borehull.

Fig. 8 er et funksjonsblokk-skjema over en signalbehandlingskrets 450 for bruk i det akustiske sensorsystemet ifølge foreliggende oppfinnelse. Som et eksempel er behandlingskretsen 450 på fig. 8 vist å inneholde to sendere 452a og 452b og et antall mottakere Ri-Rn (kollektivt betegnet med henvisningstall 456).

Behandlingskretsen 450 inneholder en styreenhet 470 (en mikroprosessor eller en mikrokontroller) og et tilhørende lager 472, som kan være sammensatt av en eller flere lagertyper eller enheter. Programmerte instruksjoner for styreenheten 470 for styring av operasjonen av de akustiske systemene ifølge foreliggende oppfinnelse, som beskrevet tidligere, er lagret i lageret 472. Enhver annen informasjon, slik som den ønskede borehullsprofil, seismiske data eller modeller, oppslagstabetler, algoritmer, osv., som er nødvendige for bruk i styreenheten, er fortrinnsvis lagret i lageret 472. Styreenheten 470 er tilpasset (sender og mottar data og signaler) systemer på overflaten via et nedhulls telemetrisystem 474.

Hver av senderne 452a og 452b er innrettet for å sende akustiske signaler ved en frekvens valgt fra et område av frekvenser og/eller for å sveipe et ønsket frekvensområde. En forsterker 454a som er koplet til antennen 452a, genererer det ønskede signal som skal sendes ut av senderen 452a og en forsterker 454b for senderen 452b. Under drift får styreenheten 474 senderne til å generere de ønskede signaler på de ønskede tidspunkter i henhold til programmerte instruksjoner. Mottakerne Ri-R„ detekterer de akustiske signaler. En signalformer 458 mottar de signalene som er detektert av mottakerne RrRn, former disse signalene og fører de formede signaler til en analog/digital-omformer (ADC) 460, som omformer de formede signaler til digitale signaler. Signalformeren 458 kan være sammensatt av separate signalformere for hver av mottakerne Ri-R„. De digitale signalene fra ADC blir sendt til en digital signalprosessor (DSP) 480, som behandler disse signalene som reaksjon på styreinstruksjonene fra styreenheten 470. Enhver egnet kommersielt tilgjengelig DSP og styreenhet kan benyttes i forbindelse med oppfinnelsen. Styreenheten kan være programmert for å utføre ethvert antall oppgaver eller operasjoner. Styreenheten 470 kan være programmert for å beregne og/eller bestemme de ønskede driftsparametere, sammenligne

boresammenstillingens posisjon med den ønskede borehullsprofil, oppdatere seismiske modeller lagret nede i hullet, få styreanordningen til å endre boreretningen, bestemme laggrense-informasjonen, beregne formasjonshastigheter, beregne soniske logger under boring av borehullet, lagre og/eller overføre slik informasjon til overflaten via telemetrisystemet 474, osv., osv. Styreenheten 470 kan motta instruksjoner eller kommandoer fra overflaten via telemetrisystemet 474, for å utføre visse oppgaver, og den kan være programmert for å overføre eventuell informasjon opp gjennom hullet via telemetrisystemet 474.

Fig. 9 og 10 illustrerer bestemmelse av de akustiske hastigheter i formasjonene langs borehullet og beregningen av tilsvarende soniske logger under boring av borehullet. Det vises til fig. 9 hvor det akustiske system 500 i borestrengen 502, etterhvert som boringen skrider frem, bestemmer de akustiske hastighetene til formasjonene, slik som akustisk hastighet Va1 for formasjonen I, akustisk hastighet Va2 for formasjon II, akustisk hastighet Va3 for formasjonen III, på den tidligere beskrevne måte. De akustiske hastigheter blir dybdekorrelert ved hjelp av behandlingssystemet i apparatet nede i borehullet under anvendelse av enhver kjent metode for å oppnå en nøyaktig måling av den akustiske hastighet som svarer til hver av formasjonene, og for å beskrive formasjonsendring. Resistivitetsmålinger kan benyttes til å understøtte endringen i formasjonen. Siden de aktuelle akustiske hastigheter er målt mens boringen er i gang, kan slike hastigheter brukes hovedsakelig i sann tid og hjelpe til å bestemme andre parametere av interesse under boringen av borehullet. Slike akustiske hastigheter kan benyttes til å oppdatere de seismiske modeller, reservoaranalyse, laggrense-informasjon,

under boring.

Fig. 10 viser et eksempel på en syntetisk sonisk logg 550 som en funksjon av borehullsdybden, vist langs den vertikale retning. Det akustiske system som er beskrevet ovenfor, måler de akustiske hastigheter og bestemmer den soniske logg under boring. Loggen kan lagres i apparatet nede i borehullet og/eller sendes opp gjennom hullet under boring for bruk på overflaten av operatøren eller en logganalytiker.

Som beskrevet tidligere tilveiebringer de akustiske målinger i henhold til foreliggende oppfinnelse laggrense-informasjon omkring det borehullet som bores. Det akustiske system tilveiebringer betydelig dypere undersøkelsesdybder sammenliknet med resistivitetsteknikkene. Datamaskinen eller styreenheten nede i borehullet er programmert for å beregne og kartlegge laggrensen omkring sammenstillingen nede i borehullet. Slik informasjon kan benyttes av boreren til kontinuerlig styring av borkronen langs den ønskede retning. Laggrense-informasjonen gjør det mulig for boreren å holde borkronen i en ønsket avstand fra laggrensen. Det gjør det mulig for boreren å unngå inntrenging i uønskede formasjoner, som noen ganger kan kreve at boreren må ta opp borestrengen fra borehullet og/eller foreta andre korrektive justeringer, noe som er tidkrevende og tilveiebringer borehull med skarpe svinger. Sammenstillingen nede i borehullet kan også innbefatte en innretning for tilveiebringelse av resistivitetsmålinger av formasjonene, slik som beskrevet US-patent nr. 5,325,714 til Lende. Slike målinger kan benyttes i forbindelse med de akustiske målingene til ytterligere å forbedre styringen av borkronen langs den ønskede borebane.

Delanordningen nede i borehullet ifølge foreliggende oppfinnelse kan være innrettet for å innbefatte nedhulls innretninger som kan aktiveres av beregningssystemet nede i borehullet for kontinuerlig å anbringe borehullet ved optimal posisjon inne i formasjonen. US-patentsøknad, serienr. 08/544,422, Kruger rn.fl., beskriver et lukket sløyfesystem for styring av borestrengen uten å ta opp boreanordningen nede i borehullet, som herved inntas som referanse. Foreliggende oppfinnelse kan tilpasses for å anvende et slikt styresystem. Foreliggende oppfinnelse benytter også de akustiske sensordata i kombinasjon med retningsdataene til å lage eller kartlegge et tredimensjonalt bilde av refleksjonsflatene (laggrensene) etter at en viss datamengde er blitt samlet inn under boreprosessen. Avstanden mellom sammenstillingen nede i borehullet og reflektoren blir beregnet ved hjelp av beregningssystemet nede i borehullet for en kjent apparatflate (referansevinkel i planet perpendikulært til borestrengen). Slike data blir korrelert av beregningssystemet 150 nede i borehullet med delanordningens asimut og inklinasjon. Dette gjør det mulig for systemet å lage absolutte tredimensjonale, punkt for punkt, koordinater for reflektoren. Med denne fremgangsmåten avtar usikkerhetsnivået etterhvert som nøyaktigheten av anslaget øker når et tilstrekkelig stort antall punkter er blitt beregnet.

Claims (11)

1. Nedhulls anordning for akustisk måling av lydhastighet og laggrense-posisjoner i grunnformasjoner under boring av et borehull, omfattende: a) en sender (T1) for utsendelse av akustiske signaler med en første frekvens inn i en formasjon som omgir borehullet under boring av dette; b) minst én mottaker (212, 220,222) for å detektere signaler som utsendes av senderen; og c) en prosessor (150) som bæres av anordningen, hvilken prosessor bestemmer: nedhulls akustisk hastighet i undergrunnsformasjonen fra signalene med den første frekvens fra den minst ene mottakeren,karakterisert vedd) at senderen (T2) er innrettet for å utsende signaler ved en andre frekvens inn i formasjonen; e) at prosessoren er innrettet for å bestemme avstanden mellom anordningen og et undergrunns refleksjonspunkt på en laggrense (264) fra den bestemte akustiske hastigheten og signalet fra den minst ene mottakeren med den annen frekvens under boring av borehullet; f) at den minst ene mottakeren (212, 220,222) omfatter en fjernmottaker og en nærmottaker, hvor hver slik mottaker er innrettet for å velge signaler som utsendes av senderen, idet signalene fra fjernmottakeren benyttes for å bestemme formasjonens akustiske hastighet, og signalene som detekteres av nærmottakeren, benyttes for å bestemme avstanden mellom anordningen og det undergrunns refleksjonspunktet; og g) at nærmottakeren omfatter minst to akustiske sensorer (R1 '-R1") som er anbrakt symmetrisk om senderen (T1) i anordningen for å redusere virkningen på nærmottakeren av andre signaler enn de akustiske signalene som reflekteres fra refleksjonspunktet.

2. Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at det omfatter en isolator (206) mellom senderen og nærmottakeren for å redusere virkningen på nærmottakeren av akustiske bølger som forplanter seg i anordningen.

3. Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at avstanden mellom senderen og et referansepunkt på fjernmottakeren er større enn avstanden mellom senderen og et referansepunkt på nærmottakeren.

4. Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at det omfatter et andre akustisk sensorarrangement anbrakt i anordningen for å måle akustisk forplantningstid mellom anordningen og et undergrunns refleksjonspunkt, basert på signaler som utsendes av en sender i det andre sensorarrangementet med en andre frekvens.

5. Anordning ifølge krav 4, karakterisert ved at det har en innretning valgt fra en gruppe som består av (i) en innretning for å bestemme porøsitet for formasjonen rundt anordningen under boring av borehullet, (ii) en anordning for å bestemme formasjonens densitet rundt innretningen under boring av borehullet, og (iii) en innretning for å bestemme formasjonens resistivitet, en innretning for å bestemme anordningens inklinasjon i borehullet, samt en nukleær innretning.

6. Anordning ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at prosesserings-systemet bestemmer et tredimensjonalt kart av formasjonens laggrenser rundt anordningen fra avstå ndsmålingene.

7. Anordning ifølge krav 6, karakterisert ved at det har en borehullsprofil lagret i et minne.

8. Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at prosessoren (150) bestemmer anordningens posisjon i forhold til en grense i formasjonen som omgir anordningen.

9. Anordning ifølge krav 8, karakterisert ved at prosesserings-systemet oppdaterer brønnhullsprofilen basert på laggrense-informasjonen.

10. Anordning ifølge krav 4, karakterisert ved at det omfatter en sensor (R1 '-R1"') anbrakt nær borkronen for å bestemme egenskaper ved akustiske signaler som utsendes av borkronen under boring av borehullet.

11. Anordning ifølge krav 10, karakterisert ved at prosessoren (150) mottar signaler fra minst én mottaker (R1-Rn) i den akustiske anordningen som er innrettet for å reagere på akustiske signaler som utsendes av borkronen under boring av borehullet, og behandler slike mottatte signaler basert på egenskapene til de akustiske signaler som utsendes av borkronen for (a) å bestemme anordningens posisjon i forhold til en undergrunns formasjonsgrense, (b) å oppdatere en borehullsprofil tilveiebrakt for anordningen, eller (c) å oppnå et seismogram av de undergrunnsformasjoner som omgir anordningen.