NO20140005A1

NO20140005A1 - Fremgangsmåte for å se foran borkrone

Info

Publication number: NO20140005A1
Application number: NO20140005A
Authority: NO
Inventors: Radu Coman
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2011-06-10
Filing date: 2014-01-03
Publication date: 2014-01-10
Also published as: WO2012170553A2; GB2505851B; GB2505851A; WO2012170553A3; US20120314539A1; GB201400255D0; US9250347B2

Abstract

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for utførelse av målinger under boring i en grunnformasjon. Fremgangsmåten kan omfatte estimering av en beliggenhet av en seismisk reflektor ved bruk eller hjelp av signaler fra én eller flere seismiske sensorer utplassert på et flertall steder i et borehull og boredypet til den ene eller de flere seismiske sensorene i et borehull. Signalene kan omfatte informasjon om tidspunkter for når de seismiske sensorene detekterer en direkte bølge og en reflektert bølge. Fremgangsmåten kan omfatte lagring av informasjonen i et minne ved bruk eller hjelp av en prosessor.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens område

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for stedfesting av seismiske trekk i en grunnformasjon.

Beskrivelse av beslektet teknikk

[0002] Tradisjonell refleksjonsseismologi anvender kilder og mottakere på overflaten for å detektere refleksjoner fra impedanskontraster i undergrunnen. Bildet som oppnås er ofte beheftet med dårlig romlig nøyaktighet, oppløsning og koherens som følge av de lange forplantningsveiene mellom kilde, reflektor og mottaker. Spesielt, som følge av den toveis gjennomgangen av seismiske signaler gjennom et sterkt absorberende, værpåvirket lag nær overflaten med lav, sideveis varierende hastighet, er undergrunnsbilder av dårlig kvalitet. For å løse dette problemet ble en teknikk alminnelig kjent som vertikal seismisk profilering (VSP) utviklet for å avbilde undergrunnen i nærheten av et borehull. Med VSP anvendes en seismisk kilde på overflaten og signaler mottas ved én enkelt nedihulls mottaker eller en gruppe av nedihulls mottakere. Dette gjentas for forskjellige dyp for mottakeren (eller mottakergruppen). I "offset" VSP kan et flertall kilder anbragt med mellomrom bli aktivert sekvensielt, noe som muliggjør avbildning av et større område av avstander enn det som ville være mulig med én enkelt kilde.

[0003] VSP-målinger som gjøres under boreoperasjoner omtales som seismikk-under-boring (SWD®). Signalene som genereres av seismiske kilder er reproduserbare og kan bli "stakket" (stacked). En andre type data som registreres av de seismiske sensorene er støy. Bakgrunnsstøy (borestøy, sirkuleringsstøy, riggstøy, kulturstøy, omgivelsesstøy) kan skjelnes fra "spiss" støy (f.eks. som følge av slag mot borestrengen under sammenkobling; mikrojordskjelv nærved borehullet). Det kan være fordelaktig å begrense seismisk registrering av data til perioder med lite støy. Det kan også være fordelaktig å stakke dataene. Siden støyen er tilfeldig kan stakking av dataene øke signal/støy-forholdet.

[0004] SWD®-målingene kan omfatte VSP-WD-(VSP-While Drilling)-metoden og CS-WD-(CheckShot-WD)-metoden. Disse metodene gjør det mulig å oppdatere den geologiske modellen. På denne måten kan en redusere borerisikoen og/eller oppdatere den optimale brønnbanen. Viktigheten av behandling i sann tid er åpenbar, men ekte sanntidsbehandling er foreløpig ikke mulig. Én begrensning ved seismikk-under-boring-målinger er den lave båndbredden til opplinjene og nedlinjene. Kommunikasjonen skjer gjennom slamtelemetri, som kun er mulig under sirkulering. Ved tripping inn eller ut blir målinger utført uten sirkulasjon mellom skuddvinduer, og det er derfor ikke mulig å sende opplinjesignaler og nedlinjesignaler. Selv når slamtelemetri er mulig, er båndbredden tilgjengelig for opplinjesignaler og nedlinjesignaler veldig liten.

[0005] Som følge av den lille opplinjebåndbredden må nedihullsverktøyet automatisk detektere og behandle skuddsekvensen(e) nedihulls. Bare slutt-resultatene (f.eks. tidspunktet for første bølgeankomst (first-break time)) blir sendt til overflaten.

[0006] En annen begrensning ved VSP-WD er kravet om meget nøyaktige klokker (i størrelsesorden 1 millisekund tidsdrift per ti dager) som synkroniseres for å utføre målinger. Kravene om høy nøyaktighet og synkronisering kan resultere i høy kompleksitet og kostnad.

[0007] Det foreligger et behov for en fremgangsmåte for utførelse av seismiske målinger som kan anvende mindre nøyaktige, og således mindre avanserte og billigere, klokker og synkroniseringssystemer. Foreliggende oppfinnelse møter dette behovet.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN

[0008] I aspekter vedrører foreliggende oppfinnelse systemer, anordninger og fremgangsmåter for stedfesting av seismiske trekk i en grunnformasjon.

[0009] En utførelsesform av foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for utførelse av målinger under boring i en grunnformasjon, fremgangsmåten omfattende å: estimere en beliggenhet av en seismisk reflektor ved anvendelse av (i) et flertall signaler fra minst én seismisk sensor, der hvert signal genereres ved et unikt boredyp eller -dybde og indikerer en direkte bølge og en reflektert bølge, og (ii) det minst ene unike boredypet for den minst ene seismiske sensoren; hvor et tidspunkt for initiering av den direkte bølgen ubestemmelig for en klokke tilknyttet den minst ene seismiske sensoren.

[0010] En annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse omfatter et ikke-volatilt datamaskinlesbart mediumprodukt som har instruksjoner som, når de eksekveres, bevirker minst én prosessor til å utføre en fremgangsmåte, fremgangsmåten omfattende å: estimere en beliggenhet av en seismisk reflektor ved anvendelse av (i) et flertall signaler fra minst én seismisk sensor, der hvert signal genereres ved et unikt boredyp eller -dybde og indikerer en direkte bølge og en reflektert bølge, og (ii) det minst ene unike boredypetfor den minst ene seismiske sensoren; hvor et tidspunkt for initiering av den direkte bølgen er ubestemmelig for en klokke tilknyttet den minst ene seismiske sensoren.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0011] Foreliggende oppfinnelse vil best forstås ved å henvise til de vedlagte figurene, der like henvisningstall henviser til like elementer, og der: Figur 1 viser en logging-under-boring-anordning egnet for bruk med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 2a illustrerer anordningen av kilde og sensorer for en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 2b viser et sett av kurver som angir signaler generert av anordningen av sensorer for en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 2c viser et sett av kurver sammenstilt med responsen fra sensorene til den direkte bølgen når tiden er lik null for en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 3 viser en kurve for en utførelsesform som anvender én enkelt seismisk sensor ifølge foreliggende oppfinnelse; og Figur 4 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0012] Foreliggende oppfinnelse vedrører stedfesting av seismiske trekk ved hjelp av én eller flere seismiske sensorer anbragt på et flertall steder i et borehull. Stedfesting av seismiske trekk under boring kan være nyttig for å fremskaffe informasjon til bruk i boreoperasjoner, inkludert, men ikke begrenset til, geostyring, geo-stopping, fastsettelse av et foringsrørpunkt, justering av borefluiders egenskaper og justering av boreparametere (borkronetrykk, borehastighet, omdreininger per minutt, strømningsmengde etc). Utvalgte, ikke-begrensende utførelsesformer for stedfesting av seismiske trekk følger nedenfor.

[0013] Figur 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en borestreng 20 med en boreenhet 90 (også omtalt som en bunnhullsenhet, eller "BHA") som fraktes i et "brønnhull" eller "borehull" 26 for å bore borehullet. Boresystemet 10 innbefatter et tradisjonelt boretårn 11 oppstilt på et gulv 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som blir rotert av en kraftkilde, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 omfatter en rørledning, så som et borerør 22 eller et kveilrør, som strekker seg nedover fra overflaten og inn i borehullet 26. Borestrengen 20 drives innover i borehullet 26 når et borerør 22 anvendes som rørledning. I anvendelser med kveilrør blir en rørinjektor, så som en injektor (ikke vist), anvendt for å føre ut røret fra en kilde for dette, så som en trommel (ikke vist), inn i borehullet 26. Borkronen 50 festet til enden av borestrengen maler opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore borehullet 26. Dersom et borerør 22 blir anvendt, er borestrengen 20 koblet til et heise-verk 30 via en rotasjonsrørkobling 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en trinse 23. Under boreoperasjoner blir heiseverket 30 betjent for å styre borkronetrykket, som er en viktig parameter som påvirker borehastigheten. Virkemåten til heiseverket er velkjent for fagmannen og vil derfor ikke bli beskrevet i detalj her.

[0014] Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert undertrykk gjennom en kanal i borestrengen 20 av en slampumpe 34. Borefluidet føres fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en desurger (ikke vist), en fluidledning 38 og rotasjonsrørkoblingen 21. Borefluidet 31 føres ut i bunnen 51 av borehullet gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35. Borefluidet tjener til å smøre borkronen 50 og til å føre borehullsfragmenter eller borekaks vekk fra borkronen 50. En sensor Si anbragt i ledningen 38 kan gi informasjon om fluid-strømningsmengden. En dreiemomentsensor S2på overflaten og en sensor S3tilknyttet borestrengen 20 gir informasjon henholdsvis om dreiemomentet på og rotasjonshastigheten til borestrengen. I tillegg blir en sensor (ikke vist) tilknyttet linen 29 anvendt for å bestemme kroklasten fra borestrengen 20.

[0015] I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borkronen 50 rotert kun ved å rotere borerøret 22. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er en nedihullsmotor 55 (slammotor) anbragt i boreenheten 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 blir rotert vanligvis for å supplere rotasjonskraft, dersom det er nødvendig, og for å bevirke endringer i boreretningen.

[0016] I en utførelsesform i samsvar med figur 1 er slammotoren 55 koblet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anbragt i en lagerenhet 57. Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluidet 31 føres gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagerenheten 57 støtter opp for de radiale og aksiale kreftene fra borkronen. En stabilisator 58 koblet til lagerenheten 57 tjener til å sentrere den nederste delen av slammotorenheten.

[0017] I en utførelsesform av oppfinnelsen er en boresensormodul 59 plassert nær borkronen 50. Boresensormodulen kan inneholde sensorer, kretser og prosesse-ringsprogramvare og -algoritmer i tilknytning til de dynamiske boreparameterne. Slike parametere kan omfatte borkronehopping, rykkvis gange av boreenheten, bakoverrotasjon, dreiemoment, slag, trykk i borehull og ringrom, akselerasjons-målinger, samt andre målinger av borkronens tilstand. En passende telemetri- eller kommunikasjonskomponent 77, som for eksempel anvender toveistelemetri, er også tilveiebragt som illustrert i boreenheten 90. Boresensormodulen behandler sensorinformasjonen og sender den til styreenheten 40 på overflaten via telemetri-systemet 77.

[0018] Kommunikasjonskomponenten 77, en kraftenhet 78 og et MWD-verktøy 79 er alle koblet etter hverandre i borestrengen 20. Bøyestykker, for eksempel, anvendes for å koble MWD-verktøyet 79 i boreenheten 90. Slike komponenter og verktøy kan danne bunnhullsboreenheten 90 mellom borestrengen 20 og borkronen 50. Boreenheten 90 kan gjøre forskjellige målinger, inkludert pulsede kjernemagnetisk resonansmålinger, mens borehullet 26 blir boret. Kommunikasjonskomponenten 77 samler inn signalene og målingene og sender signalene, for eksempel ved anvendelse av toveistelemetri, til behandling på overflaten. Alternativt kan signalene bli behandlet ved anvendelse av en nedihullsprosessor på et passende sted (ikke vist) i boreenheten 90.

[0019] Styreenheten eller prosessoren 40 på overflaten kan også motta ett eller flere signaler fra andre nedihulls sensorer og anordninger samt signaler fra sensorene S1-S3 og andre sensorer som anvendes i systemet 10, og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner gitt til overflatestyringsenheten 40. Overflatestyringsenheten 40 kan vise ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 44 som anvendes av en operatør for å kontrollere boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 kan innbefatte en datamaskin eller et mikroprosessor-basert prosesseringssystem, minne for lagring av programmer eller modeller og data, en opptaker for registrering av data og annet periferisk utstyr. Styreenheten 40 kan være innrettet for å aktivere alarmer 42 når bestemte utrygge eller uønskede driftsforhold oppstår.

[0020] Figur 2a viser en skjematisk betraktning av en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Boreenheten 90 kan innbefatte et flertall seismiske sensorer 210, 220, 230, anordnet bakenfor borkronen 50. En seismisk kilde 240 kan være anbragt på overflaten og innrettet for å generere seismiske bølger 250 i en grunnformasjon 260. De direkte seismiske bølgene 250 kan bli reflektert av et seismisk trekk, så som en seismisk reflektor 270, og således danne reflekterte seismiske bølger 280. Den seismiske reflektoren 270 kan være en hvilken som helst hindring som reflekterer seismiske bølger. Enhver grense som fremviser en endring i akustisk impedans over grensen vil reflektere seismiske bølger. Slike grenser omfatter, men er ikke begrenset til én eller flere av: (i) en grense mellom geologiske lag, (ii) en stratigrafisk diskordans, (iii) en forkastning, (iv) en grenseflate mellom to fluider i en bergart. Bruken av tre seismiske sensorer 210, 220, 230 er kun en illustrasjon og et eksempel, ettersom et hvilket som helst antall seismiske sensorer kan bli anvendt med utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse.

[0021] Den seismiske kilden 240 kan være en hvilken som helst seismisk bølge-generende anordning, inkludert, men ikke begrenset til, én eller flere av: (i) en luft-kanon og (ii) en seismisk vibrator. Selv om den seismiske kilden 240 er vist på overflaten i figur 2a, er denne plasseringen kun et eksempel og en illustrasjon, og den seismiske kilden 240 kan også utplasseres i én av: (i) det samme borehullet som de seismiske sensorene, (ii) boreenheten, (iii) et nærliggende borehull. De seismiske sensorene 210, 220, 230 kan være hvilke som helst anordninger innrettet for å måle seismiske bølger, inkludert, men ikke begrenset til én eller flere av: (i) a hydrofon, (ii) en geofon, (iii) et akselerometer og (iv) et mikroelektro-mekanisk system (MEMS). Betegnelsen "geofon" er ment å omfatte en fler- komponentgeofon. De seismiske sensorene 210, 220, 230 kan også omfatte, eller stå i kommunikasjon med, en klokke, en minneenhet, en prosessor og en kraftkilde. I noen utførelsesformer kan en seismisk sensor 210, 220, 230 omfatte flere føleranordninger av samme eller forskjellige typer.

[0022] Figur 2b viser et sett av kurver 211, 221, 231 som representerer signaler generert av de seismiske sensorene 210, 220, 230 som reaksjon på bølger 250, 280. Hvert sett av kurver 211, 221, 231 er vist som generert av signaler i forskjellige posisjoner langs en boredypakse 205. Med boredyp eller -dybde menes her en bevegelseslengde langs borehullet 26. Et første sett av pulser 213, 223, 233 representerer den direkte bølgen 250 detektert ved den respektive seismiske sensor 210, 220, 230. Fagmannen som leser den foreliggende beskrivelsen vil vite at de direkte ankomsttidene normalt kan øke monotont med sensorens dyp. Imidlertid kan de direkte ankomsttidene også være gjenstand for stor tidsdrift. I dette konkrete eksempelet øker ikke ankomsttiden 233 monotont med sensorens dyp, noe som kan være som følge av én eller flere av: (i) tidsdrift og (ii) bruk av forskjellig kildeeksitasjon (og initieringstid) enn den svarende til 213 og 223. Et andre sett av pulser 218, 228, 238 representerer den reflekterte bølgen 280 detektert ved de respektive seismiske sensorene 210, 220, 230. Det første settet av pulser 213, 223, 233 og det andre settet av pulser 218, 228, 238 kan bli generert av de seismiske sensorene 210, 220, 230 uavhengig av informasjon ved-rørende initiering av den direkte bølgen 250 av den seismiske kilden 240. Det første settet av pulser 213, 223, 233 og det andre settet av pulser 218, 228, 238 definerer respektive tidsforsinkelser 215, 225, 235.

[0023] Figur 2c viser settet av kurver 211, 221, 231 fra figur 2b hvor det første settet av pulser 213, 223, 233 er sammenstilt slik at hvert møte mellom de direkte bølgene 250 og en seismisk sensor 210, 220, 230 representerer en starttid, t=0. Det andre settet av pulser 218, 228, 238 kan da sammenstilles med kurven 290. Kurven 290 kan bli ekstrapolert for å estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren 270. Kurven 290 kan dannes gjennom en matematisk prosess, inkludert, men ikke begrenset til, en regresjonsteknikk.

[0024] Figur 3 viser en graf av datapunkter fra én enkelt seismisk sensor 210 som anvender en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Grafen omfatter tidligere datapunkter 310 og et gjeldende datapunkt 320 registrert av en seismisk sensor 210 ved forskjellige tidspunkter. Hvert datapunkt representerer en tidsforsinkelse målt ved et kjent boredyp for den seismiske sensoren 210. En kurve 330 kan bli generert basert på de tidligere datapunktene 310 og det gjeldende datapunktet 320 ved anvendelse av en kurvetilpasningsteknikk. Kurvetilpasnings-teknikken kan omfatte, men er ikke begrenset til, én eller flere av: lineær regresjon og polynomregresjon. For eksempel vil fagmannen som leser den foreliggende beskrivelsen vite at refleksjonstiden til en plan reflektor skråstilt i forhold til borehullet kan være en kvadratisk eller høyere polynomfunksjon. Kurven 330 kan bli ekstrapolert slik at den krysser et estimert krysningspunkt 340, som representerer boredypet hvor tidsforsinkelsen estimeres å avta til null og kan indikere beliggenheten av den seismiske reflektoren 270. I noen utførelsesformer kan ytterligere informasjon bli anvendt for å generere kurven 330, inkludert, men ikke begrenset til, hastighet i det geologiske laget og hellingen til den seismiske reflektoren. Bruk av én enkelt seismisk sensor ved et flertall unike boredyp er kun et eksempel og en illustrasjon, ettersom et flertall seismiske sensorer kan bli anvendt hvor hver seismiske sensor genererer signaler ved et forskjellig boredyp. I noen utførelses-former kan et flertall kurver, én for hver seismiske sensor, bli generert. De flere kurvene kan bli anvendt for å bedre nøyaktigheten til det estimerte krysnings-punktet gjennom én eller flere av: (i) sammenlikning av to eller flere av de flere kurvene og (ii) kombinasjon av to eller flere av de flere kurvene.

[0025] Figur 4 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte 400 ifølge en utførelses-form av foreliggende oppfinnelse. I trinn 410 kan minst én seismisk sensor 210, 220, 230 bli transportert i et borehull 26. I trinn 420 kan minst én seismisk bølge 250 bli generert ved anvendelse av en seismisk kilde 240.1 trinn 430 kan et flertall signaler 211, 221, 231 bli generert basert på deteksjon av et første sett av pulser 213, 223, 233 som reaksjon på deteksjon av den direkte bølgen 250 av den minst ene seismiske sensoren 210, 220, 230 og deteksjon av et andre sett av pulser 218, 228, 238 som reaksjon på deteksjon av den reflekterte bølgen 280 av den minst ene seismiske sensoren 210, 220, 230. I trinn 440 kan tidsverdier bli tildelt til hver av ankomsttidene til den direkte bølgen 250 og den reflekterte bølgen 280 for hvert signal 211, 221, 231. Tidsverdiene som tildeles kan være uavhengige av tidspunktet for initiering av den direkte bølgen 250 av den seismiske kilden 240.1 trinn 450 kan de flere signalene 211, 221, 231 bli lagret til et minne ved hjelp av en prosessor for senere fremhenting. I trinn 460 kan minst én kurve 290 bli generert gjennom kurvetilpasning av tidsforsinkelsene 215, 225, 235 mellom det første settet av pulser 213, 223, 233 og det andre settet av pulser 218, 228, 238 og de unike boredypene til den minst ene seismiske sensoren 210, 220, 230 når de flere signalene 211, 221, 231 ble mottatt. I trinn 470 kan beliggenheten av en seismisk reflektor 270 bli estimert ved å ekstrapolere kurven 290 til det punktet hvor tidsforsinkelsen estimeres å være lik null.

[0026] I noen utførelsesformer kan de flere seismiske sensorene 210, 220, 230 bli transportert til et nytt sted i borehullet 26 etter trinn 450 og deretter kan trinnene 420-450 bli gjentatt. I noen utførelsesformer kan et flertall kurver bli generert ved anvendelse av et flertall seismiske sensorer, hvor hver av de flere seismiske sensorene genererer et flertall signaler ved et flertall unike boredyp eller -dybder. I noen utførelsesformer kan det å estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren 270 omfatte, men er ikke begrenset til én eller flere av å: (i) sammen-likne minst én av de flere kurvene med en annen av de flere kurvene og (ii) kombinere minst to av de flere kurvene. I noen utførelsesformer kan deler av trinnene 430-450 svarende til deteksjon av det andre settet av pulser 218, 228, 238 som reaksjon på deteksjon av den reflekterte bølgen 280 bli utført på overflaten med bruk av tilsvarende utstyr (ikke vist) som det som anvendes i borehullet 26.

[0027] Beliggenheten av den seismiske reflektoren 270 kan bli estimert relativt én eller flere av: (i) en boreretning, (ii) en retning normalt på den seismiske reflektoren 270 og (iii) en retning normalt på borestrengen 20. I noen utførelses-former kan orienteringen til den seismiske reflektoren 270 bli estimert. I noen utførelsesformer kan krumningen til den seismiske reflektoren 270 bli estimert. I atter andre utførelsesformer kan kontinuiteten til den seismiske reflektoren 270 bli estimert.

[0028] Signalene fra de seismiske sensorene 210, 220, 230 kan bli lagret i et minne av en prosessor. I noen utførelsesformer kan tidspunktene for de direkte og reflekterte bølgene få tildelt tidsstempler. Tidsstemplene kan tilveiebringes ved hjelp av en nedihullsklokke (ikke vist) i eller tilknyttet boreenheten 90. Nedihulls-klokkens nøyaktighet kan omfatte en tidsdrift som er mindre enn ett millisekund per 100 sekunder. Nedihullsklokken kan bli synkronisert før eller mens bore enheten 90 befinner seg i borehullet 26. Mens den befinner seg i borehullet 26, kan nedihullsklokken bli synkronisert av en annen klokke i borehullet 26 eller av en klokke på overflaten. Overflateklokken kan omfatte én eller flere av: (i) en GPS-klokke, (ii) en kvartsklokke og (iii) en atomisk klokke.

[0029] I noen utførelsesformer trenger ikke nedihullsklokken måtte synkroniseres med en annen klokke. Videre kan fremgangsmåten bli utført med en kvartsklokke eller en annen klokke med høyere tidsdrift (rundt 1 millisekund per 100 sekunder), og som således er billigere enn klokker med høyere nøyaktighet, så som mikro-prosessorstyrte "ovenized" oscillatorer og atomiske klokker, som også kan kreve mer kraft.

[0030] Prosessoren kan være innrettet for å begynne å lagre signaler i minnet ved deteksjon av en referansehendelse, hvor referansehendelsen kan omfatte én eller flere av: (i) en første ankommende bølge, (ii) en direkte bølge og (iii) en nedad-gående bølge. Startpunktet for referansehendelsessignalet kan omfatte, men er ikke begrenset til én av: (i) en første ankomst (break), (ii) en første topp, (iii) en første dal og (iv) et punkt med størst amplitude.

[0031] Prosessoren kan også være innrettet for å behandle signalene mottatt av de seismiske sensorene 210, 220, 230, hvor behandlingen kan omfatte, men ikke er begrenset til én eller flere av: (i) resampling, (ii) filtrering, (iii) stakking, (iv) midling, (v) korrelasjon, (vi) krysskorrelasjon, (vii) amplitudenormalisering, (viii) hendelsesplukking og (ix) statistisk estimering. I noen utførelsesformer kan behandling bli utført i sann tid eller på overflaten.

[0032] Signaler kan bli sendt til overflaten, enten til for- eller etterbehandling, ved anvendelse av, men ikke begrenset til, én eller flere av: (i) slampulstelemetri, (ii) kabelrørtelemetri, (iii) elektromagnetisk telemetri, (iv) akustisk telemetri, og (v) minnenedlasting på overflaten.

[0033] Apparatet for bruk med foreliggende oppfinnelse kan innbefatte en nedihullsprosessor som kan være anbragt på et hvilket som helst passende sted inne i eller i nærheten av bunnhullsenheten. Bruken av prosessoren vil bli beskrevet nedenfor.

[0034] Behandlingen av dataene kan bli utført av en prosessor nede i hullet og/eller av en prosessor på overflaten for å gi korrigerte målinger hovedsakelig i sann tid. Implisitt i styringen og behandlingen av dataene er bruk av et data- program på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EEPROM, flashminner og optiske platelagre eller disker. Slike medier kan også bli anvendt for å lagre resultater av behandlingen.

[0035] Selv om beskrivelsen over er rettet mot konkrete utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner sees av fagmannen. Det er meningen at alle slike variasjoner innenfor rammen og idéen til de vedføyde kravene skal om-fattes av beskrivelsen over.

Claims

1. Fremgangsmåte for å utføre målinger under boring i en grunnformasjon, fremgangsmåten omfattende trinn med å: estimere en beliggenhet av en seismisk reflektor ved anvendelse av (i) et flertall signaler fra minst én seismisk sensor, der hvert signal genereres ved et unikt boredyp og indikerer en direkte bølge og en reflektert bølge, og (ii) det minst ene unike boredypet for den minst ene seismiske sensoren; hvor et tidspunkt for initiering av den direkte bølgen er ubestemmelig for en klokke tilknyttet den minst ene seismiske sensoren.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den seismiske reflektoren omfatter en grense mellom to lag med forskjellige litologier.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende trinn med å: tilordne tidsverdier for ankomsttidene til den direkte bølgen og den reflekterte bølgen ved den minst ene seismiske sensoren ved det minst ene boredypet.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, videre omfattende trinn med å: lagre tidsverdiene til et minne.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende trinn med å: generere den direkte bølgen ved anvendelse av minst én seismisk kilde.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende trinn med å: sende de flere signalene til jordens overflate.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende trinn med å: frakte den minst ene seismiske sensoren i et borehull i grunnformasjonen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren omfatter trinn med å fastslå en tidsforsinkelse mellom ankomsttidene til den direkte bølgen og den reflekterte bølgen for den minst ene seismiske sensoren.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren omfatter trinn med å anvende en regresjonsberegning.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den minst ene seismiske sensoren omfatter et flertall seismiske sensorer, og hvor de flere signalene omfatter et flertall signaler fra hver av de flere seismiske sensorene.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor trinnet med å estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren omfatter trinn med å: generere et flertall kurver, hvor hver kurve baseres på de flere signalene fra én av de flere seismiske sensorene; og estimere beliggenheten av den seismiske reflektoren med bruk av minst to av de flere kurvene.

12. Ikke-volatilt datamaskinlesbart mediumprodukt med instruksjoner som, når de eksekveres, bevirker minst én prosessor til å utføre en fremgangsmåte, fremgangsmåten omfattende trinn med å: estimere en beliggenhet av en seismisk reflektor ved bruk eller hjelp av (i) et flertall signaler fra minst én seismisk sensor, der hvert signal genereres ved et unikt boredyp og indikerer en direkte bølge og en reflektert bølge, og (ii) det minst ene unike boredypet for den minst ene seismiske sensoren; hvor et tidspunkt for initiering av den direkte bølgen er ubestemmelig for en klokke tilknyttet den minst ene seismiske sensoren.

13. Ikke-volatilt datamaskinlesbart mediumprodukt ifølge krav 12, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EEPROM, (iv) et flashminne, eller (v) et optisk platelager eller disk.