NO333419B1

NO333419B1 - Method and apparatus for placing acoustic devices in a borehole

Info

Publication number: NO333419B1
Application number: NO20005740A
Authority: NO
Inventors: Terry R Bussear; Michael W Norris
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1999-11-12
Filing date: 2000-11-13
Publication date: 2013-06-03
Also published as: AU7157900A; GB2356209B; NO20005740D0; AU779196B2; GB0027658D0; CA2325917A1; NO20005740L; CA2325917C; GB2356209A

Abstract

En fremgangsmåte og anordning for plassering av akustiske innretninger i borehull. Fremgangsmåten omfatter: anbringelse av et produksjonsrør (18) med minst en forankringsinnretning (20) i borehullet (10), idet forankringsinnretningen kan forlenges til borehullet for å utøve en forutbestemt kraft på borehullet, og befestigelse av minst en akustisk innretning (40, 41) til minst en forankringsinnretning (20) i borehullet (10), og setting av forankringsinnretningen slik at den strekker seg til borehullet for å utøve en forutbestemt kraft på borehullet, for derved å koble den akustiske innretning til borehullet. Den akustiske innretning (40, 41) festes til forankringsinnretningen (20) slik at den akustiske innretning vil befinne seg i ringrommet (11) mellom produksjonsrøret (18) og borehullet (10) når produksjonsrøret anbringes i borehullet. Flere innbyrdes atskilte, akustiske innretninger kan også brukes, innbefattende kombinasjoner av kilder og detektorer. Borehull-systemet omfatter et produksjonsrør (18) som har et ringrom (11) mellom produksjonsrøret (18) og borehullet (10). Minst en forankringsinnretning (20) er anordnet på en ytterflate av produksjonsrøret. Forankringsanordningen strekker seg til å utøver en kraft på borehullet. En akustisk innretning (40, 41) er festet til forankringsinnretningen (20). Når forankringsinnretningen settes i borehullet, kobler den den akustiske føler til borehullet. En ledning som er festet til den akustiske innretning tilfører kraft (elektrisk, optisk, hydraulisk, etc.) til den akustiske innretning. Denne ledningen tilveiebringer også datakommunikasjon og -kontroll mellom den akustiske innretning og overflate-styreenheter, så som en prosessor, som kan være en datamaskin eller en annen databehandlings- og styreenhet så som en mikroprosessor-basert enhet.A method and apparatus for placing acoustic devices in boreholes. The method comprises: placing a production tube (18) with at least one anchoring device (20) in the borehole (10), the anchoring device being extendable to the borehole to exert a predetermined force on the borehole, and attaching at least one acoustic device (40, 41). to at least one anchoring device (20) in the borehole (10), and setting the anchoring device such that it extends to the borehole to exert a predetermined force on the borehole, thereby connecting the acoustic device to the borehole. The acoustic device (40, 41) is attached to the anchoring device (20) so that the acoustic device will be in the annulus (11) between the production tube (18) and the borehole (10) when the production tube is placed in the borehole. Several spaced acoustic devices may also be used, including combinations of sources and detectors. The borehole system comprises a production tube (18) having an annulus (11) between the production tube (18) and the borehole (10). At least one anchoring device (20) is provided on an outer surface of the production tube. The anchoring device extends to exert a force on the borehole. An acoustic device (40, 41) is attached to the anchoring device (20). When the anchoring device is inserted into the borehole, it connects the acoustic sensor to the borehole. A cord attached to the acoustic device supplies power (electrical, optical, hydraulic, etc.) to the acoustic device. This line also provides data communication and control between the acoustic device and surface controllers, such as a processor, which may be a computer or other data processing and control unit such as a microprocessor-based device.

Description

Denne oppfinnelsen angår seismiske nedihull-tjenester og nærmere be-stemt en fremgangsmåte for anbringelse, håndtering og kobling av bevegeIses-følere og kilder nedihull. This invention relates to seismic downhole services and more specifically a method for placing, handling and connecting movement sensors and sources downhole.

GB 2253699 A omtaler en fremgangsmåte og et apparat for å installere en akustisk bølgemottakerenhet i en foret brønn. Mottakerenheten er innbefattet i puter eller hus festet til et rør transportert inn i den forede brønn. Mottaksenheten er forlenget fra røret for å plassere mottaksenheten mot en foringsrørvegg. GB 2253699 A discloses a method and apparatus for installing an acoustic wave receiver unit in a lined well. The receiver unit is contained in pads or housings attached to a pipe transported into the lined well. The receiving unit is extended from the pipe to place the receiving unit against a casing wall.

Seismiske kilder og følere blir ofte anbrakt i borehull for ulike oljefelt-operasjoner, innbefattende overvåking av injeksjonsbrønn-operasjoner, fraktureringsoperasjoner, utførelse av "seismiske profiler prøver for oppnåelse av bedre seismiske undergrunnskart og overvåking av nedihull-vibrasjoner. Slike operasjoner innbefatter borehull med liten til stor diameter, vertikale til horisontale brønner, åpne og forete hull, og brønner med høyt trykk og høy temperatur. Nedihullfølere blir iblant benyttet i sammenheng med andre loggeverktøy, enten kabelført, kveil-rørført, eller med rør for tilførsel av ytterligere reservoar-informasjon. Seismic sources and sensors are often placed in boreholes for various oilfield operations, including monitoring of injection well operations, fracturing operations, performing "seismic profiler samples to obtain better seismic subsurface maps and monitoring of downhole vibrations. Such operations include drilling wells with small to large diameter, vertical to horizontal wells, open and lined holes, and wells with high pressure and high temperature.Downhole sensors are sometimes used in conjunction with other logging tools, either cabled, coiled-piped, or piped to supply additional reservoir information.

Seismikkfølere som anbringes i borehull er særlig anvendelige for overvåking av frakturerings- og injeksjons-brønnoperasjoner, for generering av tverr-brønn-informasjon og for innhenting av seismiske målinger over tid, for å oppnå bedre undergrunnskart og for å bedre reservoar-modellering. Imidlertid oppnås storparten av seismikkdata-innsamling ved hjelp av kabelmetoder eller ved å an-bringe seismiske følere så som geofoner på kveilrør eller produksjonsrør. Flerkomponent-geofoner blir vanligvis foretrukket for slike anvendelser. Flerkomponent-geofoner avføler bevegelse i én eller flere retninger. Et eksempel er den klassiske 3-komponent-geofonen som detekterer partikkelbevegelser i tre innbyrdes ortogonale retninger (x-, y- og z-retninger). Seismic sensors placed in boreholes are particularly useful for monitoring fracturing and injection well operations, for generating cross-well information and for acquiring seismic measurements over time, to obtain better subsurface maps and to improve reservoir modelling. However, the majority of seismic data collection is achieved using cable methods or by placing seismic sensors such as geophones on coiled pipes or production pipes. Multi-component geophones are usually preferred for such applications. Multi-component geophones sense movement in one or more directions. An example is the classic 3-component geophone which detects particle movements in three mutually orthogonal directions (x-, y- and z-directions).

Et iboende problem med vanlig anvendte anbringelsesmetoder for bevegeI-sesfølere i borehull, er nærværet av vibrasjoner med høy amplitude. Slike vibrasjoner kan skyldes bevegelsen til kabelen eller rørstrengen (produksjonsrøret) som brukes for fremføring av disse følere i borehullet. Selv når disse bevegelses-følere er festet til produksjonsrøret er følerne utsatt for betydelig uønsket bevegelse på grunn av bevegelsen til produksjonsrøret i borehullet eller andre driftsfak-torer. Ideelt skal et føler-anbringelsessystem være fritt for enhver bevegelse, og derved sette følerne i stand til nøyaktig å detektere bevegelse som følge av indu-serte akustiske signaler. Nærvær av falsk bevegelse i forbindelse med bevegelse av produksjonsrøret i borehullet, kan i betydelig grad redusere signal / støy-forholdet og maskere det ønskete seismiske signal i et støyfelt med stor amplitude. An inherent problem with commonly used placement methods for motion sensors in boreholes is the presence of high amplitude vibrations. Such vibrations can be caused by the movement of the cable or pipe string (production pipe) used to advance these sensors in the borehole. Even when these motion sensors are attached to the production pipe, the sensors are subject to significant unwanted movement due to the movement of the production pipe in the borehole or other operational factors. Ideally, a sensor placement system should be free of any movement, thereby enabling the sensors to accurately detect movement as a result of induced acoustic signals. The presence of spurious movement in connection with movement of the production pipe in the borehole can significantly reduce the signal/noise ratio and mask the desired seismic signal in a high-amplitude noise field.

Det er således behov for en fremgangsmåte og anordning som reduserer bevegelse og støy i forbindelse med bevegelse av produksjonsrør i borehullet. There is thus a need for a method and device that reduces movement and noise in connection with the movement of production pipe in the borehole.

Geofoner som er stivt forbundet med borehullet, særlig i produksjonsløn-ner, kan gi signaler med ønsket høy kvalitet (high fidelity), dvs. med høyt signal / støy-forhold. Slike følere er mindre utsatt for resonans. Fordelte følere kan gi målinger som er nyttige ved mange anvendelser, innbefattende overvåking av frakturering, seismiske profiler, tverrbrønn-tomografi og overvåking av injeksjons-operasjoner. Geophones that are rigidly connected to the borehole, especially in production pits, can provide signals with the desired high quality (high fidelity), i.e. with a high signal to noise ratio. Such sensors are less prone to resonance. Distributed sensors can provide measurements that are useful in many applications, including fracturing monitoring, seismic profiling, cross-well tomography and injection operation monitoring.

Direkte kobling av de seismiske mottakere til borehullet, der koblingskraften er vesentlig større enn radial- og aksialkraften på føleren som følge av driftsbe-tingelser, gir signaler med ønsket høy kvalitet. Utilstrekkelig eller mangelfull forbindelse vil imidlertid bevirke forvrengning av små seismiske bølger, innbefattende dataamplitudetap, faseendring og båndbreddereduksjon. Omgivelsesstøy nedihull kan overskygge registrerte data. Det er også velkjent at kvaliteten av de data som detekteres ved hjelp av bevegelsesfølerne blir bedre ved bruk av mottakerrekker Direct connection of the seismic receivers to the borehole, where the connection force is significantly greater than the radial and axial force on the sensor as a result of operating conditions, gives signals with the desired high quality. However, insufficient or defective connection will cause distortion of small seismic waves, including data amplitude loss, phase shift and bandwidth reduction. Ambient noise downholes can overshadow recorded data. It is also well known that the quality of the data detected by the motion sensors improves when receiver arrays are used

(fordelte følere) og med akkvisisjon av redundante data. (distributed sensors) and with the acquisition of redundant data.

Seismiske kilder blir også plassert i borehull for å indusere akustiske bølger i formasjonen for de ovenfor beskrevne operasjonstyper med hensyn til mottakere. Vibrerende kilder brukes ofte som akustiske kilder. Direkte kobling av de akustiske kilder i borehullet, vil i meget stor grad drive den overførte energimengde inn i formasjonen. Mindre kilder kan benyttes med direkte kobling, fordi energitapet mellom kildestedet og mottakeren(e) er redusert. Seismic sources are also placed in boreholes to induce acoustic waves in the formation for the above described types of operations with respect to receivers. Vibrating sources are often used as acoustic sources. Direct coupling of the acoustic sources in the borehole will drive the transferred amount of energy into the formation to a very large extent. Smaller sources can be used with direct connection, because the energy loss between the source location and the receiver(s) is reduced.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for anbringelse av minst én akustisk innretning i et borehull, kjennetegnet ved at den omfatter: anbringelse av en rørstreng for produksjon eller injeksjon av fluid i borehullet med minst en forankringsinnretning, nevnte rør har et fluid som strømmer deri, nevnte i det minste ene forankringsanordning festes til en utvendig seksjon til nevnte rør gjennom en akustisk isolator, nevnte forankringsinnretning har et flertall av holdekilder forlengbare mot et foringsrør anbrakt i brønnboringen for å utøve en kraft på foringsrør, hver av holdekilene har minst ett sett av tenner montert for å fast anbringes i foringsrøret når et flertall av holdekilder utøver kraft på foringsrøret; The objectives of the present invention are achieved by a method for placing at least one acoustic device in a borehole, characterized in that it comprises: placing a pipe string for the production or injection of fluid in the borehole with at least one anchoring device, said pipe has a fluid flowing in it , said at least one anchoring device is attached to an external section of said pipe through an acoustic insulator, said anchoring device has a plurality of holding springs extendable towards a casing located in the wellbore to exert a force on the casing, each of the holding wedges having at least one set of teeth mounted to firmly engage the casing when a plurality of holding sources exert force on the casing;

festing av den minst ene akustiske innretning til den i det minste ene forankringsinnretning slik at den akustiske innretning lokaliseres i et ringrom mellom røret og foringsrøret når rørstrengen plasseres i borehullet; attaching the at least one acoustic device to the at least one anchoring device so that the acoustic device is located in an annulus between the pipe and the casing when the pipe string is placed in the borehole;

plassering av rørstrengen med den i det minste ene akustiske innretning festet til nevnte i det minste ene forankringsinnretning i brønnboringen; og utskyvning av forankringsinnretningen il foringsrøret for å utøve kraft på foringsrøret, og derved å sette fast nevnte tenner i foringsrøret og koble den akustiske innretning til foringsrøret. placing the pipe string with the at least one acoustic device attached to said at least one anchoring device in the wellbore; and pushing out the anchoring device il the casing to exert force on the casing, thereby fixing said teeth in the casing and connecting the acoustic device to the casing.

Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er utdypet i kravene 2 t.o.m. 5. Preferred embodiments of the method are detailed in claims 2 to 3. 5.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved et borehullsystem for anbringelse av minst én akustisk innretning i et borehull for oljefelt-operasjoner, kjennetegnet ved at den omfatter: en rørstreng for produksjon eller injeksjon av fluid plassert i nevnte borehull med et ringrom mellom rørstrengen og et foringsrør anbrakt i borehullet, rørstrengen har et fluid som strømmer deri; The objectives of the present invention are further achieved by a borehole system for placing at least one acoustic device in a borehole for oil field operations, characterized in that it comprises: a pipe string for the production or injection of fluid located in said borehole with an annulus between the pipe string and a casing pipe placed in the borehole, the tubing string has a fluid flowing therein;

minst én forankringsinnretning festet gjennom en akustisk isolator til en ytre periferi til rørstrengen, nevnte i det minste ene forankringsinnretning har et flertall av holdekiler som strekker seg til og utøver en kraft på foringsrøret, hver av holdekilene har i det minste ett sett av tenner montert for å fast anbringes i foringsrøret når nevnte flertall av holdekiler utøver kraften på for-ingsrøret; og at least one anchoring device attached through an acoustic insulator to an outer periphery of the tubing string, said at least one anchoring device having a plurality of retaining wedges extending to and exerting a force on the casing, each of the retaining wedges having at least one set of teeth mounted for to be firmly placed in the casing when said plurality of holding wedges exerts force on the casing; and

minst én akustisk anordning som er festet til rørstrengen og nevnte i det minste ene forankringsinnretning før plassering av rørstrengen i brønn-boringen. at least one acoustic device which is attached to the pipe string and said at least one anchoring device before placing the pipe string in the wellbore.

Foretrukne utførelser av borehullsystemet er videre utdypet i kravene 7, 8 og 9. Preferred embodiments of the borehole system are further elaborated in claims 7, 8 and 9.

Eksempler på de viktigere trekk ved oppfinnelsen er blitt sammenfattet tem-melig bredt for at den nærmere beskrivelse som følger skal bli bedre forstått, og for at bidragene til faget skal bli verdsatt. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet i det følgende og som vil utgjøre gjenstanden for de medfølgende krav. Examples of the more important features of the invention have been summarized rather broadly so that the detailed description that follows will be better understood, and so that the contributions to the subject will be appreciated. There are of course further features of the invention which will be described in the following and which will form the subject of the accompanying claims.

For en nærmere forståelse av foreliggende oppfinnelse, henvises til den følgende nærmere beskrivelse av den foretrukne utføringsform, sett i sammenheng med de medfølgende tegninger, der like elementer er gitt like henvisningstall og hvor: Figur 1 viser et skjematisk diagram av mekanisk kobling av en flerkomponent-bevegelsesføler til et brønn-foringsrør eller -forlengingsrør, i henhold til en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse, og Figur 2 viser anbringelse av en fordelt følere i et borehull i henhold til en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse. For a closer understanding of the present invention, reference is made to the following detailed description of the preferred embodiment, seen in connection with the accompanying drawings, where like elements are given like reference numbers and where: Figure 1 shows a schematic diagram of the mechanical coupling of a multi-component movement sensor for a well casing or extension pipe, according to a method according to the present invention, and Figure 2 shows placement of a distributed sensor in a borehole according to a method according to the present invention.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for direkte kobling av akustiske kilder og bevegelsesfølere til et borehull med en koblingskraft som er hovedsakelig større enn den radial- eller vertikalkraft som mottas av slike innretninger under normale borehull-operasjoner. Ifølge en fremgangsmåte blir innretningen plassert nær inntil eller som en enhetlig del av en produksjonsrør-til-foringsrør- (eller produksjonsrør-til-åpent hull-) forankringsinnretning som benyttes for forankring til produksjons-borehullet, for derved å tilveiebringe direkte kobling av innretningen til borehullet. Flerkomponent-geofoner er foretrukne akustiske detektorer. En slik koblingsmetode minimerer koblingstap i forbindelse med vanlig anvendte fremgangsmåter for anbringelse av slike innretninger i borehull. Hvert av innretningens forankringssteder danner et akustisk knutepunkt, enten et akustisk kilde-knutepunkt eller et seismisk detektering-knutepunkt. The present invention provides a method for directly coupling acoustic sources and motion sensors to a borehole with a coupling force substantially greater than the radial or vertical force received by such devices during normal borehole operations. According to one method, the device is placed close to or as a unitary part of a production pipe-to-casing (or production pipe-to-open hole) anchoring device used for anchoring to the production well, thereby providing direct connection of the device to the borehole. Multi-component geophones are preferred acoustic detectors. Such a connection method minimizes connection losses in connection with commonly used methods for placing such devices in boreholes. Each of the device's anchoring points forms an acoustic node, either an acoustic source node or a seismic detection node.

Fig. 1 viser skjematisk anbringelsen av en akustisk innretning i en produk-sjonsbrønn 10. Den viste brønnen 10 er en foret brønn der et foringsrør eller for-lengingsrør 14 er satt i brønnen med sement 16 mellom brønnen 10 og forings-røret 14. Typiske produksjonsbrønner, dvs. brønner som er blitt komplettert for produksjon av olje/gass (formasjonsfluid), innbefatter produksjonsrør så som røret 18. Ofte har slikt rør et antall innbyrdes atskilte forankringsinnretninger så som et anker 20 som mekanisk kobler røret 18 til brønn-foringsrøret 14 og således til borehullet 10. Slike forankringsinnretninger er mekaniske innretninger og er anordnet radialt rundt røret 18. Slike forankringsinnretninger er kommersielt tilgjen-gelige og er følgelig ikke nærmere beskrevet her. I den hensikt å illustrere den foreliggende oppfinnelse og ikke som en begrensning, viser fig. 1 den foretrukne type av mekanisk anker 20 som har en øvre kilekonus 24 og en nedre kileko- Fig. 1 schematically shows the placement of an acoustic device in a production well 10. The well 10 shown is a lined well where a casing or extension pipe 14 is set in the well with cement 16 between the well 10 and the casing 14. Typical production wells, i.e. wells that have been completed for the production of oil/gas (formation fluid), include production tubing such as the tubing 18. Often such tubing has a number of mutually spaced anchoring devices such as an anchor 20 that mechanically connects the tubing 18 to the well casing 14 and thus to the borehole 10. Such anchoring devices are mechanical devices and are arranged radially around the pipe 18. Such anchoring devices are commercially available and are consequently not described in more detail here. For the purpose of illustrating the present invention and not as a limitation, fig. 1 the preferred type of mechanical anchor 20 which has an upper wedge cone 24 and a lower wedge cone

nus 26. Et antall kiler, vanligvis tre til fire, 30a - 30m er anordnet i ankeret mellom den øvre kile 24 og den nedre kile 26. Hver av kilene 30a - 30m er konstruert for inntrekkbar utskyving av ankeret 20 for anlegg mot foringsrøret 14. Hver kile innbefatter dessuten et sett tenner som er utformet for fast inngrep med foringsrø-ret 14 når den tilsvarende kile utskyves. Fig. 1 viser tenner 31a - 31 m på kiler henholdsvis 30a - 30m. Kilene 30a - 30m kan settes (utskyves til anlegg mot foringsrør 14) hydraulisk via produksjonsrørtrykk eller via et separat kapillarrør (ikke vist), fortrinnsvis utvendig festet til foringsrøret 14. nus 26. A number of wedges, usually three to four, 30a - 30m are arranged in the anchor between the upper wedge 24 and the lower wedge 26. Each of the wedges 30a - 30m is designed for retractable extension of the anchor 20 for contact with the casing pipe 14. Each wedge also includes a set of teeth which are designed for firm engagement with the casing pipe 14 when the corresponding wedge is pushed out. Fig. 1 shows teeth 31a - 31m on wedges 30a - 30m respectively. The wedges 30a - 30m can be set (slid into contact with the casing 14) hydraulically via production pipe pressure or via a separate capillary tube (not shown), preferably externally attached to the casing 14.

Ankeret 20 innbefatter også et øvre rørstykke 34 over den øvre kileko- The anchor 20 also includes an upper pipe piece 34 above the upper wedge

nus 24 og et nedre rørstykke 36 under den nedre kilekonus 26. Det øvre rørstyk-ke 34 og det nedre rørstykke 36 er innskrudd i ankerlegemet 21. I en produk-sjonsbrønn settes foringsrøret 14 i brønnen 10 med sement 16 i ringrommet 11 mellom foringsrøret 14 og borehullets 10 innervegg 13. Etter at foringsrøret 14 er blitt satt, blir et produksjonsrør 18 med et antall innbyrdes atskilte forankringsinnretninger (her også betegnet som anker eller ankere) sammen med annet produk-sjonsutstyr og -innretninger (ikke vist ettersom slike innretninger er velkjent innen faget) anbrakt innvendig i foringsrøret 14. Produksjonsrøret strekker seg vanligvis til den nederste produserende sonen. Det er vanligvis et ringrom, så som rom-met 15 mellom produksjonsrøret 18 og foringsrøret 14. Fig. 1 viser et par ortogo-nalt orienterte 3-komponent-geofoner 40 og 41. Elementer 40x, 40y og 40z repre-senterer følerens 40 tre x-, y-, og z-komponenter. nut 24 and a lower pipe piece 36 below the lower wedge cone 26. The upper pipe piece 34 and the lower pipe piece 36 are screwed into the anchor body 21. In a production well, the casing pipe 14 is placed in the well 10 with cement 16 in the annulus 11 between the casing pipe 14 and the inner wall 13 of the borehole 10. After the casing 14 has been set, a production pipe 18 with a number of mutually separated anchoring devices (here also referred to as anchors or anchors) together with other production equipment and devices (not shown as such devices are well known within the subject) placed inside the casing 14. The production pipe usually extends to the lowermost producing zone. There is usually an annulus, such as the space 15 between the production pipe 18 and the casing 14. Fig. 1 shows a pair of orthogonally oriented 3-component geophones 40 and 41. Elements 40x, 40y and 40z represent the three of the sensor 40 x, y, and z components.

Bruken av ringrommet 15 muliggjør den ortogonale orientering av de indivi-duelle geofonsett. Ringformet posisjonering muliggjør også redundant posisjonering av flere enn ett sett av geofoner for forskjellige operasjoner. Direkte kobling av innretningene til foringsrøret eller borehullet - som del av forankringsysstemet - minimerer typiske tap av koblings-effektivitet. Den ringformete montering kan også benytte akustiske isoleringssystemer, som derved fortrinnsvis frakobler geo-fonene fra produksjonsproduksjonsrøret og følgelig minsker rørforplantet støy samtidig som den opprettholder den foretrukne direkte kobling av innretningen til foringsrøret eller borehullet. Ring-montering muliggjør geofysisk oversikte og datasamling uten å forstyrre produksjonsoperasjonene. Formasjonsfluidet kan produseres gjennom produksjonsrøret 18 under hvilken som helst operasjon av innretningene som er koblet til borehullet i henhold til foreliggende oppfinnelse. Innretningene kan også være koblet til åpne hull, dvs. borehull uten foringsrøret. I slike borehull blir ankerinnretningen direkte koblet til borehullets innside. Det ovenfor beskrevne koblingssystem er like anvendbart ved slike åpent hull-kompletteringer. The use of the annulus 15 enables the orthogonal orientation of the individual geophone sets. Annular positioning also enables redundant positioning of more than one set of geophones for different operations. Direct coupling of the devices to the casing or borehole - as part of the anchoring system - minimizes typical losses of coupling efficiency. The annular assembly may also utilize acoustic isolation systems, thereby preferentially disconnecting the geophones from the production production pipe and consequently reducing pipe propagated noise while maintaining the preferred direct connection of the device to the casing or borehole. Ring mounting enables geophysical surveying and data collection without disrupting production operations. The formation fluid can be produced through the production pipe 18 during any operation of the devices connected to the borehole according to the present invention. The devices can also be connected to open holes, i.e. boreholes without the casing. In such boreholes, the anchor device is directly connected to the inside of the borehole. The connection system described above is equally applicable for such open hole completions.

Ved den foreliggende oppfinnelse er den kraften som ankeret utøver på borehullet vesentlig større enn enhver sidekraft (her også betegnet som radial-kraft) eller lengde- eller aksialkraft som innretningen mottar under normale bore-hulloperasjoner. Selv om mekaniske ankere foretrekkes som forankringsinnretninger, kan ethvert antall forskjellige innretninger benyttes. Slike innretninger kan innbefatte tilkoblingspakninger, oppblåsbare pakninger, produksjonsrørankere, produksjonshengere, ledekile-pakninger, sumppakninger, produksjonsrør-sentreringsenheter, og mekaniske utspilbare, elastomere pakninger. In the present invention, the force which the anchor exerts on the borehole is substantially greater than any lateral force (here also referred to as radial force) or longitudinal or axial force which the device receives during normal borehole operations. Although mechanical anchors are preferred anchoring devices, any number of different devices may be used. Such devices may include connection packings, inflatable packings, production pipe anchors, production hangers, guide wedge packings, sump packings, production pipe centering units, and mechanical deployable elastomeric packings.

En kraft-, styre- og datakommunikasjonsledning eller ledd 50 løper fra overflaten til innretningen 20. Ledningen 50 løper fortrinnsvis langs produksjonsrø-rets 18 utside, slik at ledningen 50 vil være anbrakt i ringrommet 15 og vil ikke forstyrre eventuelle borehull-produksjons- eller vedlikeholdsoperasjoner. Hvilke som helst egnete ledere eller kombinasjoner av forskjellige ledningstyper kan brukes. Fiberoptiske ledninger kan brukes hvis innretningene som brukes krever optisk energi eller optisk dataoverføring til overflateutstyret. Andre følere som måler slike parametere som akustisk trykk, temperatur, reservoartrykk, og kompass-orientering kan inngå sammen med bevegelsesføleren(e) på en felles, fysisk in-stallasjon. A power, control and data communication line or joint 50 runs from the surface of the device 20. The line 50 preferably runs along the outside of the production pipe 18, so that the line 50 will be placed in the annulus 15 and will not interfere with any borehole production or maintenance operations . Any suitable conductors or combinations of different conductor types may be used. Fiber optic cables can be used if the devices used require optical energy or optical data transmission to the surface equipment. Other sensors that measure such parameters as acoustic pressure, temperature, reservoir pressure, and compass orientation can be included together with the motion sensor(s) on a common, physical installation.

Fig. 2 viser et antall innretninger 120a - 120m som er anordnet rundt et produksjonsrør 118 som er hensiktsmessig koblet til et borehull 110 som er utformet fra et overflatested 101 og trenger gjennom en produserende formasjon 117. Formasjonsfluid (olje og gass) 119 fra den produserende formasjon 117 strømmer inn i produksjonsrøret via perforeringen 123 og deretter til overflaten 101. Stedet for hver av innretningene 120a - 120m utgjør et akustisk knutepunkt langs borehullet 110. Akustiske innretninger 140a - 140m er festet eller koblet til hver sin innretning 120a -120m. Én eller flere ledninger, så som ledningen 150, som strekker seg fra overflaten, tilfører kraft til innretningene 140a - 140m og datakommunikasjon, og styring mellom innretningene og overflateutstyr. Spesielt til-føres energi til innretningene 140 ved hjelp av en kile 152. En prosessor eller styreenhet som kan være en datamaskin eller mikroprosessor-basert enhet mottar følersignaler fra følerne 140 og tilveiebringer og behandler slike data i henhold til tilhørende programmer og modeller. Styreenheten 154 styrer også driften av eventuelle akustiske kilder som er utplassert ved hvilke som helst av de akustiske knutepunkter N-i - Nn. Borehullet vist i fig. 2 er en vertikal brønn. Innretningene er like anvendbare ved horisontale og flersidige brønn-utforminger. Fig. 2 shows a number of devices 120a - 120m which are arranged around a production pipe 118 which is suitably connected to a borehole 110 which is formed from a surface location 101 and penetrates a producing formation 117. Formation fluid (oil and gas) 119 from the producing formation 117 flows into the production pipe via the perforation 123 and then to the surface 101. The location of each of the devices 120a - 120m constitutes an acoustic node along the borehole 110. Acoustic devices 140a - 140m are attached or connected to each of the devices 120a - 120m. One or more wires, such as wire 150, extending from the surface provide power to the devices 140a - 140m and data communication, and control between the devices and surface equipment. In particular, energy is supplied to the devices 140 by means of a wedge 152. A processor or control unit which can be a computer or microprocessor-based unit receives sensor signals from the sensors 140 and provides and processes such data according to associated programs and models. The control unit 154 also controls the operation of any acoustic sources deployed at any of the acoustic nodes N-i - Nn. The borehole shown in fig. 2 is a vertical well. The devices are equally applicable for horizontal and multi-sided well designs.

Systemet og fremgangsmåten som ovenfor er beskrevet, tilveiebringer direkte kobling av akustiske innretninger til borehullet. Den direkte koblingskraften er vesentlig større enn enhver bevegelseskraft som observeres av innretningen i borehullet. Dette gir en mer stabil plattform for disse innretninger som er følsom-me for bevegelsen enn hva kjente metoder gir. Reaksjonen til de akustiske følere, så som flerkomponent-geofoner, gir bedre signaler sammenliknet med konvensjo-nelle koblingsmetoder. De akustiske innretninger som kobles til borehullene i henhold til fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse, kan brukes for enhver anvendelse som krever anbringelse av akustiske kilder og/eller detektorer i borehullet. Slike anvendelser kan innbefatte, men er ikke begrenset til tverrbrønn-tomografi, vertikale seismiske og omvendt vertikale seismiske profiler, overvåking og styring av injeksjonsbrønn- og fraktureringsoperasjoner. The system and method described above provides direct coupling of acoustic devices to the borehole. The direct coupling force is substantially greater than any movement force observed by the device in the borehole. This provides a more stable platform for these devices which are more sensitive to movement than what known methods provide. The response of the acoustic sensors, such as multi-component geophones, gives better signals compared to conventional coupling methods. The acoustic devices that are connected to the boreholes according to the methods according to the present invention can be used for any application that requires the placement of acoustic sources and/or detectors in the borehole. Such applications may include, but are not limited to cross-well tomography, vertical seismic and reverse vertical seismic profiles, monitoring and control of injection well and fracturing operations.

Den ovenstående beskrivelse er rettet mot spesielle utføringsformer av foreliggende oppfinnelse i den hensikt å illustrere og forklare denne. Det vil imidlertid være innlysende for en fagmann på området at mange modifikasjoner og endringer ved den ovenfor angitte utføringsform er mulig uten å avvike fra oppfin-nelsens ramme og ånd. Det er meningen at de følgende krav skal fortolkes slik at de omfatter alle slike modifikasjoner og endringer. The above description is aimed at particular embodiments of the present invention for the purpose of illustrating and explaining this. However, it will be obvious to a person skilled in the art that many modifications and changes to the above-mentioned embodiment are possible without deviating from the scope and spirit of the invention. The following requirements are intended to be interpreted to include all such modifications and changes.

Claims

1. Procedure for placing at least one acoustic device (140a-140m) in the borehole (10), characterized in that it comprises: placement of a pipe string (18) for the production or injection of fluid in the borehole with at least one anchoring device (20), said pipe (18) has a fluid flowing therein, said at least one anchoring device (20) is attached to an external section of said pipe (18) through an acoustic isolator, said anchoring device (20) has a plurality of holding springs (30a-30m) extendable towards a casing pipe (14) placed in the wellbore (10) to exert a force of casing (14), each of the retaining wedges (30a-30m) has at least one set of teeth (31a-31m) mounted to be firmly located in the casing (14) when a plurality of retaining sources (31a-31m) exert force on the casing ( 14); attaching the at least one acoustic device (140a-140m) to the at least one anchoring device (20) so that the acoustic device (140a-140m) is located in an annular space (15) between the pipe (18) and the casing pipe (14) ) when the pipe string (18) is placed in the borehole (10); placing the pipe string (18) with the at least one acoustic device (140a-140m) attached to said at least one anchoring device (20) in the wellbore (10); and extending the anchoring device (20) to the casing (14) to exert force on the casing (14), thereby fixing said teeth (31a-31m) in the casing (14) and connecting the acoustic device (140a-140m) to the casing (14).

2. Method according to claim 1, characterized in that the at least one acoustic device (140a-140m) includes at least one of: (i) a plurality of seismic motion sensors; (ii) at least one source; and (iii) a combination including at least one acoustic source and at least one acoustic detector.

3. Method according to claim 1, characterized in that the at least one anchoring device (20) is selected from a group consisting of (i) a connection gasket, (ii) an inflatable gasket, (iii) a production pipe anchor, (iv) a production hanger, (v) a guide wedge gasket, ( vi) a sump packing, (vii) a production pipe centering assembly, and (viii) a mechanically deployable elastomeric packing.

4. Procedure as stated in claim 1, characterized in that fixing the at least one acoustic device (140a-140m) comprises at least partially embedding the at least one acoustic device (140a-140m) in a section of the anchoring device (20).

5. Method according to claim 1, characterized in that the borehole (10) is one of (i) a production borehole and (ii) an injection borehole.

6. Borehole system for placing at least one acoustic device (140a-140m) in a borehole (10) for oil field operations, characterized in that it comprises: a pipe string (18) for production or injection of fluid placed in said borehole (10) with an annular space between the pipe string (18) and a casing pipe (14) placed in the borehole (10), the pipe string (18) has a fluid flowing therein; at least one anchoring device (20) attached through an acoustic insulator to an outer periphery of the pipe string (18), said at least one anchoring device (20) having a plurality of retaining wedges (30a-30m) extending to and exerting a force on the casing (14), each of the retaining wedges (30a-30m) has at least one set of teeth (31a-31m) mounted to be fixedly placed in the casing (14) when said plurality of retaining wedges (30a-30m) exert the force on the casing (14); and at least one acoustic device (140a-140m) which is attached to the pipe string (18) and said at least one anchoring device (20) before placing the pipe string (18) in the wellbore (10).

7. Borehole system according to claim 6, characterized in that the at least one acoustic device (140a-140m) includes one of (i) a number of seismic motion sensors, (ii) at least one source; or (iii) a combination including at least one acoustic source and at least one acoustic detector.

8. Borehole system according to claim 6, characterized in that at least one anchoring device (20) is selected from a group consisting of (i) a connection gasket, (ii) an inflatable gasket, (iii) a production pipe anchor, (iv) a production hanger, (v) a guide wedge gasket, ( vi) a sump packing, (vii) a production pipe centering assembly, and (viii) a mechanically deployable elastomeric packing.

9. Borehole system according to claim 6, characterized in that the borehole (10) is one of (i) a production borehole and (ii) an injection borehole.