NO316537B1 - Anordning og fremgangsmåte for måling-under-boring ved hjelp av støtputemonterte følere - Google Patents

Description

Denne oppfinnelse angår ervervelse og behandling av data som erverves ved hjelp av et måle-under-boring (MUB)-verktøy under boring av en brønnboring Nærmere bestemt angår oppfinnelsen fremgangsmåter og anordninger for ervervelse av data nede i borehullet ved bruk av følere i kontakt med borehullsveggen, behandling av disse data og overføring til overflaten, i sann tid, av parametere hos formasjonen som gjennomtrenges av borehullet når borehullet bores ved bruk av MUB-telemetn

Moderne brønnbonngsteknikker, særlig slike som gjelder boring av olje- og gassbrønner, innebærer bruk av flere forskjellige måle- og telemetn-systemer for å fremskaffe petrofysiske data, samt data tilknyttet boremekamsmer under boreprosessen Data erverves ved hjelp av følere som er plassert i borestrengen nær borkronen og enten lagret i nedihulls-minnet eller overføres til overflaten ved bruk av MUB-telemetnanordninger

Det er kjent å benytte en brønnanordning som innbefatter resistivitets-, gravitasjons- og magnetismemålinger på en roterende borestreng En nedihulls-prosessor anvender gravitasjons- og magnetismedata til å bestemme borestrengens orientering og, ved bruk av målinger fra resistivitetsanordnmgen, å utføre målinger av formasjonsresistiviteten ved valgte tidsintervaller for å gi målinger for-delt rundt borehullet Disse data komprimeres og overføres oppihull ved hjelp av et slampuls-telemetnsystem Resistivitetsfølerens dybde beregnes ved overflaten og dataene dekomprimeres for å gi et resistivitetsbilde av borehullsveggflaten med en asimutoppløsmng på 30°

Som eksempler på kjent teknikk på området, kan nevnes EP A2 417 001 som omhandler en fremgangsmåte og anordning for måling-under-boring til bestemmelse av formasjonsparametere, samt US A 5 458 208 som omhandler en fremgangsmåte for retningsbonng, hvor et ikke-roterende element er utstyrt med retnmgsfølere

Kjente fremgangsmåter er begrenset til å utføre resistivitetsmåltnger i grunnen under overflaten og unnlater å ta med i betraktning andre hensiktsmessige målinger som kunne foretas ved bruk av en MUB-anordning Kjente anordninger er også begrenset til måleanordninger som roterer sammen med borestrengen og drar ingen fordel av aktuelle boremetoder der en slammotor benyttes og borkronen kan rotere med en annen hastighet enn borestrengen og der det kan finnes en ikke-roterende hylse som hovedsakelig ikke-roterende måleanordninger kan være plassert Den hastighet hvormed målingene utføres, velges slik at den be-grenses av telemetrisystemets data-overfønngshastighet Kjente systemer drar således ikke fordel av måleanordmngers iboende større muligheter og evne til å benytte overskuddsdata til å forbedre signal/støy-forholdet Dessuten er kjent teknikk basert på en oppihulls-bestemmelse av verktøyets dybde, mens dersom be-stemmelsen av verktøyets dybde var blitt utført nede i hullet, kunne man tatt intel-ligente avgjørelser med hensyn til mengden av data som skal sendes opp gjennom hullet Foreliggende oppfinnelse avhjelper disse utilstrekkeligheter

Foreliggende oppfinnelse gjelder en anordning og fremgangsmåte for utfø-relse av målinger av et antall aktuelle parametere av formasjonen som omgir et borehull Ifølge ett aspekt ved oppfinnelsen blir borkronen montert på en roterende borestreng og nedihull-sammenstillingen er utstyrt med følere som roterer sammen med borestrengen for å utføre målinger av de aktuelle parametere Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering Et telemetnsystem sender informasjon ned i hullet om boresammenstillingens dybde En prosessor nede i hullet kombi-nerer dybde- og asimutinformasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetnsystem eller lagrer det nede i hullet for senere opphenting

Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen drives borkronen ved hjelp av en brønn-boremotor Motoren kan være montert på en roterende borestreng eller på kveilrør Følerne for måling av de aktuelle parametere kan rotere sammen med borkronen Alternativt kan følerne være av en eller flere utførelser Ifølge en utførelse er følerne montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse, ifølge en annen utførelse er følerne montert på puter som kan være roterende eller ikke-roterende, idet putene blir hydraulisk eller mekanisk påvirket for å bringes i kontakt med borehullveggen, i enda en annen utførelse, er følerne montert på hovedsake-hg ikke-roterende nbbestyreinnretninger som brukes til å styre retningen til brønn-boreverktøyet I hvilket som helst av disse arrangementer, er nedihull-sammenstillingen utstyrt med følere som utfører målinger av de aktuelle parametere Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering Et telemetnsystem sender informasjon ned i hullet om boresammenstillingens dybde En mikroprosessor nede i hullet kombi-nerer dybde- og asimutinformasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetnsystem De aktuelle parametere omfatter resistivitet, densitet, trykk- og skjær-bølgehastighet og -struktur, dipmeter, akustisk porøsitet, NMR-egenskaper og seismiske bilder av formasjonen

Som en sikkerhetsforanstaltning, eller uavhengig av oppnåelse av dybdem-formasjon ved hjelp av nedihull-telemetn, tilveiebringer foreliggende oppfinnelse også en mulighet i nedihull-mikroprosessoren til å bruke målinger fra følere ved flere enn én dybde til å fremskaffe en borehastighet

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor

fig 1 er en skjematisk illustrasjon av et boresystem,

fig 2 viser en boresammenstilling for bruk sammen med et overflaterota-sjonssystem for bonng av borehull der boresammenstillingen er en ikke-roterende hylse for utførelse av retningsendnnger nede i hullet,

fig 3A viser anbringelse av resistivitetsfølere på en pute,

fig 3B viser overlappingen mellom putene på et rotasjonsfølerarrangement,

fig 3C viser putene på en ikke-roterende hylse som brukes ved resistivitetsmålinger,

fig 3D viser en pute som brukes for resistivitetsmålinger, som roterer med borestangen,

fig 3E viser arrangementet av densitetsfølere i henhold til foreliggende oppfinnelse,

fig 3F viser arrangementet av elastiske transduktorer på en pute,

fig 4 viser ervervelse av et sett omvendte VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse,

fig 5A-5B viser en metode hvorved dybde beregnes nede i hullet,

fig 6A og 6B er skjematiske illustrasjoner av datastrømrekkefølgen ved behandling av dataene,

fig 7A-7D er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelsen der NMR-målinger utføres ved bruk av putemonterte følere,

fig 8 viser et arrangement av permanente magneter på huset i henhold til et aspekt ved denne oppfinnelse, og

fig 9A-9C er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelse der elektromagnetiske induksjonsmålinger utføres ved forskjellige asimuter

Det er i fig 1 vist et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en boresammenstilling 90 vist nedført i et borehull 26 for boring av borehullet Boresystemet 10 omfatter et konvensjonelt boretårn 11 som er reist på et gulv 12 som bæ-rer et rotasjonsbor 14 som roteres ved hjelp av en kraftmaskin så som en elektrisk motor (ikke vist) med ønsket rotasjonshastighet Borestrengen 20 omfatter et borerør 22 som strekker seg nedover fra rotasjonsboret 14 inn i borehullet 26 Borkronen 50 som er festet til enden av borestrengen bryter opp de geologiske formasjoner når den roteres for bonng av borehullet 26 Borestrengen 20 er koblet til et heisespill 30 via et drivrør 21, svivel 28 og line 29 gjennom en blokkskive 23 Under boreoperasjoner bringes heisespillet til å regulere tyngden på borkronen, hvilket er en viktig parameter som påvirker borehastigheten Dnften av heisespillet er velkjent innen faget og trenger ikke besknves nærmere her

Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen ved hjelp av en slampumpe 34 Borefluidet strømmer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en støtbølge-svekker (eng desurger) 36, fluidledning 28 og drivrør 21 Borefluidet 31 strømmer ut ved borehullbunnen 51 gjennom en åpning i borkronen 50 Borefluidet 31 sirku-lerer opp i hullet gjennom nngrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 27 og tilbake til slamtanken 32 via en returlednmg 35 En føler S1 fortnnnsvis anbrakt i ledningen 38, gir informasjon om fluidstrømmen En overflate-dreiemomentføler S2 og en føler S3 som er tilknyttet borestrengen 20 gir informasjon om borestrengens henholdsvis dreiemoment og rotasjonshastighet Dessuten blir en føler (ikke vist) som er tilknyttet ledningen 29 brukt til å angi kroklasten til borestrengen 20

I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borkronen 50 rotert bare ved å rotere borerøret 52 Ifølge en annen utførelse av oppfinnelsen, er en brønnmotor 55 (slammotor) anordnet i boresammenstillingen 90 for å rotere borkronen 50 og borerøret 22 roteres vanligvis om nødvendig for å supplere rotasjonskraft, og for å bevirke endringer i boreretningen

Ved den foretrukne utførelsesform ifølge fig 1, er slammotoren 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) som er anordnet i en lagerenhet 57 Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluidet 31 under trykk strømmer gjennom slammotoren 55 Lagerenheten 57 opptar borkronens radial- og aksialkrefter En stabilisator 58, som er koplet til lagerenheten 57, virker som en sentrenngs-enhet for den nederste delen av slammotorenheten

I én utførelsesform av oppfinnelsen, er borefølermodulen 59 anbrakt nær borkronen 50 Bore-følermodulen inneholder følere, kretser og behandlmgspro-gramvare samt algoritmer vedrørende de dynamiske boreparametere Slike parametere omfatter fortrinnsvis borkronetilbakeslag, fastkjønng/fngjønng av boresammenstillingen, motsatt rotasjon, dreiemoment, støt, borehull- og nngrom-trykk, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borkronetilstanden Bore-følerenhe-ten behandler følerinformasjonen og overfører den til overflatestyreenheten 40 via et egnet telemetnsystem 72

Fig 2 viser et skjematisk diagram av en rotasjonsboresammenstilling 255 som kan føres ned i borehullet ved hjelp av et borerør (ikke vist) som omfatter en innretning for endring av boreretningen uten å stoppe boreoperasjonene for bruk i boresystemet 10 vist i fig 1 Boresammenstillingen 255 har et ytterhus 256 med en øvre skjøt 257a for tilkopling til borerøret (ikke vist) og en nedre skjøt 257b innrettet til å oppta borkronen 55 Under boreoperasjoner roterer huset, og således borkronen 55, når borerøret roteres ved hjelp av rotasjonsboret ved overflaten Den nedre ende 258 av huset 256 har reduserte ytterdimensjoner 258 og gjen-nomgående boring 259 Den dimensjonsreduserte enden 258 omfatter en stang

260 som er forbundet med den nedre ende 257b og en kanal 26 som lar borefluidet passere til borkronen 55 En ikke-roterende hylse 262 er anordnet på utsiden av den dimensjonsreduserte ende 258, idet den ikke-roterende hylse 262 forblir på sin plass når huset 256 roteres for rotenng av borkronen 55 Et antall uavhengig justerbare- eller ekspanderbare puter 264 anordnet på utsiden av den ikke-roterende hylse 262 Hver pute 264 er fortnnnsvis hydraulisk operert ved hjelp av en styreenhet i boresammenstillingen 256 Et antall formasjonsfølere er plassert på hver av putene 264 Fagmenn på området vil også innse at disse puter, ettersom de er utstyrt med evnen til selektiv utspilhng eller sammentrekking under boreoperasjoner, kan også anvendes som stabilisatorer samt for styring for boreretningen Mekanismer for utspilhng av putene til de kommer i kontakt, kan også aktiveres ved hjelp av hydrauliske, mekaniske eller elektriske innretninger Ved vanlig benyttet, mekanisk arrangement går ut på å montere putene på fjærer som holder putene i kontakt med borehullveggen Slike innretninger vil være kjent for fagmenn på området Alternativt kan boresammenstillingen være utstyrt med se-parate stabilisator- og styreenheter Formasjonsfølerarrangementet er omtalt nedenfor i forbindelse med fig 3A-3F

Boresammenstillingen omfatter også en retnmgsføler 271 nær den øvre ende 257a og følere for bestemmelse av temperatur, trykk, fluidstrøm, tyngde på borkronen, borkronens rotasjonshastighet, radial- og aksialvibrasjoner, støt og virvling Uten å begrense oppfinnelsens omfang, kan retningsfølerne 271 være av magnet- eller inertial-type Boresammenstillingen 255 omfatter fortrinnsvis et antall ikke-magnetiske stabilisatorer 276 nær den øvre ende 257a, for å gi borestrengen side- eller radialstabihtet under boreoperasjoner Et bøyelig ledd 278 er anordnet mellom seksjonen 280 og seksjonen inneholdende den ikke-roterende hylse 262 En styreenhet betegnet med 284 omfatter en styrekrets eller -kretser med én eller flere prosessorer Signalbehandlingen utføres generelt slik som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig 5A-5B En telemetrnnnretning, i form av en elektromagnetisk innretning, en akustisk innretning, en slampulsinnretning eller en hvilken som helst annen egnet innretning, her generelt betegnet med 286, er anordnet i boresammenstillingen på et passende sted En mikroprosessor 272 er også anordnet i boresammenstillingen på et passende sted Fig 3A viser arrangementet av et antall resistivitetsfølere på en enkeltpute 264 Elektrodene er anordnet i et antall rader og kolonner i fig 3A, er det vist to kolonner og fire rader, med elektrodene kjennetegnet fra 301 aa til 301 db I et typisk arrangement vil knappene være en tomme (25,4 mm) fra hverandre Bruk av et flertall kolonner øker resistivitetsmåhngenes asimutoppløsning, mens bruk av et flertall rader øker resistivitetsmålingenes vertikaioppløsning Fig 3B viser hvorledes et antall puter, seks i dette tilfelle, kan gi resistivi-tetsmåhnger rundt borehullet I figuren er seks puter vist som 264 ved en spesiell dybde av boresammenstillingen I illustrasjonsøyemed er borehullveggen «brettet ut» med de seks putene spredd over 360° av asimut Som ovenfor nevnt, er putene anordnet på armer som strekker seg utad fra verktøykroppen til anlegg mot veggen Spalten mellom tilstøtende puter vil avhenge av borehullets størrelse i et større borehull vil spalten bli større Etter hvert som boringen fortsetter, vil verk-tøyet og putene bevege seg til en annen dybde, og putenes nye posisjon er antydet ved 264' Som det fremgår er det en overlapping mellom putenes posisjoner i asimut og i dybde Verktøyorientenngen bestemmes av mikroprosessoren 272 fra retningsfølerne 271 Denne overlapping gir overskytende målinger av resistivitet som behandles som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig 5A og 5B

Fagmenn på området vil innse at selv med en hovedsakelig ikke-roterende hylse på boresammenstillingen, vil det forekomme en viss rotasjon av hylsen Med en typisk borehastighet på 60 fot (18,3 m) pr time, vil verktøysammenstillingen, i

løpet av ett minutt, avansere én fot (0,305 m) Med en typisk rotasjonshastighet på 150 r/min, vil selv en hylse som er konstruert til å være hovedsakelig ikke-roterende, kunne ha fullført en hel omdreining i løpet av dette ene minutt, og derved sør-ge for en fullstendig overlapping Fagmenn på området vil også innse at i en alternativ plassenng av føleren som roterer sammen med borkronen, vil en komplett overlapping skje i løpet av mindre enn ett sekund

Fig 3C viser arrangementer av følerputene i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse Borestangen 260 med den ikke-roterende hylse 262 påmon-tert, er vist Putene 264 med følerne 301 er festet til hylsen 262 Mekanismen for å bevege putene ut til kontakt med borehullet, enten det nå skjer hydraulisk, ved hjelp av en fjærmekanisme eller annen mekanisme, er ikke vist To toroider 305 som er viklet med en strømbærende leder (ikke vist) omgir stangen Toroidene er anordnet med samme polantet, slik at når en strøm sendes gjennom toroiden, induseres der et rundtløpende magnetfelt i de to toroider Dette magnetfelt induse-rer i sin tur et elektnsk felt langs stangens akse Lekkasjestrømmen som måles

ved hjelp av følerne 301 blir da et mål på resistiviteten til formasjonen nær følerne, idet lekkasjestrømmen er hovedsakelig radial Et slikt arrangement er tidligere blitt brukt ved kabellogging, men er ikke tidligere blitt forsøkt anvendt ved måling under boring Stangen 260 er utstyrt med stabilisatombber 303 for styring av boreretningen

Ved et alternativt arrangement vist i fig 3D, er puten 324 forbundet med stangen 340 ved hjelp av mekanismen for å bringe stangen i inngrep med borehullet (ikke vist) slik at den roterer med stangen istedenfor å være ikke-roterende Stabilisatoren 333 har samme funksjon som i fig 3C, mens de strømførende toroider 323 frembringer et elektrisk felt som virker på samme måte som ovenfor omtalt i forbindelse med fig 3C

Fig 3E viser arrangementet av densitetsfølere ifølge foreliggende oppfinnelse Det er vist et tverrsnitt av borehullet der veggen er betegnet ved 326 og verktøyet generelt med 258 Putene ligger an mot borehullveggen med en radio-aktiv kilde i puten 364a og mottakere på putene 364b og 364c Dette arrangement er hk det som brukes i kabelverktøy, bortsett fra at i kabelverktøy er kilden anordnet i verktøyhuset

Det kan også være montert elastiske (vanligvis betegnet som akustiske) transduktorer på putene I det enkleste arrangement vist i fig 3F, er det montert en tre-komponent-transduktor (eller, hvilket er ekvivalent, tre enkeltkomponent-transduktorer) på hver pute Transduktoren er innrettet til å ligge an mot borehullveggen og kan utføre pulserende eller vibrerende bevegelse i tre retninger, betegnet som 465a, 465b og 465c Fagmenn på området vil vise at hver av disse eksitasjoner genererer trykk- og skjærbølger inn i formasjonen Ved synkronisert bevegelse av transduktorene på putene, vil det i formasjonen innføres seismiske pulser av forskjellig polarisasjon, som kan detekteres på andre steder I den enkleste utførelse, befinner detektorene seg på overflaten (ikke vist) og de kan benyttes for å danne bilde av jordens undergrunnsformasjoner Avhengig av retningen av pulsene på de enkelte puter, blir trykkbølger og polariserte skjærbølger fortrinnsvis forplantet i forskjellige retninger

Fig 4 viser ervervelse av et sett motsatte eller omvendte (eng reverse) VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse En antall seismiske detektorer 560 er anordnet ved overflaten 510 Et borehull 526 som er boret ved hjelp av en borkrone 550 ved enden av en borestreng 520 er vist Brønnboresammen-stilhngen omfatter seismiske kilder 564 på puter som ligger an mot borehullveggen Seismiske bølger 570 som forplantes kildene 564 reflekteres av grenseflater så som 571 og 573 og detekteres ved overflaten ved hjelp av detektorer 560 De-teksjonen av disse ved overflaten for forskjellige dybder av boresammenstillingen, gir hva som benevnes som en reversert vertikal seismisk profil (VSP) og er en ef-fektiv metode for anskueliggjønng av formasjoner foran borkronen Behandling av dataene i henhold til kjente metoder gir et seismisk bilde av grunnen under overflaten Selv om motsatte VSP'er ved bruk av selve borkronen som seismisk kilde har vært brukt tidligere, er resultatene generelt ikke tilfredsstillende, på grunn av manglende kjennskap til det seismiske signalets karakteristika og på grunn av dår-lig S/N-forhold Den foreliggende oppfinnelse, der kilden er godt karakterisert og er i hovedsakelig den samme posisjon på en ikke-roterende hylse, er i stand til å forbedre S/N-forholdet betydelig ved gjentatt eksitenng av kildene i hovedsakelig den samme posisjon Fagmenn på seismikkområdet vil være kjent med energi-mønsteret som forplantes inn i formasjonen av transduktorenes 465 forskjellige bevegelsesretninger samt deres arrangement på en sirkulær rad av puter

Fagmenn på området vil også innse at istedenfor seismiske pulser, kan de seismiske sendere også generere frekvenssveipesignaler som kontinuerlig svei-per gjennom et valgt frekvensområde Signalene som registreres ved senderne kan korreleres med frekvenssveipesignalet ved bruk av kjente teknikker for å frembringe en reaksjon som er ekvivalent med reaksjonen til en seismisk impuls-kilde Et slikt arrangement krever mindre effekt for senderne og er ment å ligge innenfor oppfinnelsens ramme

VSP-konfigurasjonen kan være reversert (omvendt) i forhold til en konven-sjonell VSP, slik at nedihull-følere for en ikke-roterende hylse måler seismiske signaler fra et antall overflatekildeposisjoner Et slik arrangement vil være beheftet med den ulempe at en betydelig større mengde data må sendes opp gjennom hullet ved hjelp av telemetn

Ifølge et alternativt arrangement (ikke vist), er det anordnet to sett av puter med innbyrdes aksial avstand på den ikke-roterende hylse Det andre putesett er ikke vist, men det har et detektorarrangement som måler tre bevegelseskompo-nenter lik den eksitering som frembringes av kildene 465 Fagmenn på området vil innse at dette gir mulighet til å måle trykk- og skjærhastigheter i formasjonen mellom kilden og mottakeren Ettersom muligheten til direkte å forbinde en seismisk kilde med borehullveggen, vil særlig skjærbølger av forskjellig polarisering kunne genereres og detekteres Fagmenn på området vil vite at i en anisotropisk formasjon, kan to forskjellige skjærbølger med ulik polansasjon og hastighet forplantes (benevnt den hurtige og den sakte skjærbølge) Måling av de hurtige og sakte skjærhastigheter gir informasjon om frakturenng av formasjonen og vil være kjent for fagmenn innen metoder for databehandling for å oppnå denne frakturenngs-mformasjon

Det samme arrangement med seismiske sendere og mottakere på ikke-roterende puter i boresammenstillingen gjør det mulig å registrere refleksjoner fra overflatene i nærheten av borehullet Særlig setter den anordningen i stand til å bestemme avstander til seismiske reflektorer i nærheten av borehullet Denne informasjon gjør det mulig å se foran borkronen og styre borkronen der det er ønskelig å følge en spesiell logisk formasjon

Fagmenn på området vil innse at ved å benytte et arrangement med fire elektroder hovedsakelig i et lineært arrangement på et antall ikke-roterende puter, hvor de ytre elektroder er henholdsvis en sender og en mottaker, og ved å måle den potensielle forskjell mellom de indre elektroder, kan man få en resistivitetsmå-ling av formasjonen Et slikt arrangement anses å være konvensjonelt ved kabelloggeanvendelser, men er hittil ikke blitt anvendt i forbindelse med måling under boring, på grunn av vanskeligheten med å innrette elektrodene på en roterende borestreng

Formasjonsfølerenheten som ovenfor beskrevet i forbindelse med fig 2, er anordnet på en ikke-roterende hylse som utgjør en del av en boresammenstilhng som innbefatter en brønnslammotor Fagmenn på området vil innse at det kan benyttes et tilsvarende arrangement, der kveilrør anvendes istedenfor en borestreng Dette arrangement er ment å ligge innenfor rammen av oppfinnelsen

Ifølge en alternativ utførelse av oppfinnelsen, kan formasjonsfølerenheten være direkte montert på den roterende borestreng, uten at det svekker dens effektivitet Dette var omtalt ovenfor i forbindelse med resistivitetsfølere i fig 3D

Fremgangsmåten for behandling av de ervervede data fra hvilke som helst av disse arrangementer og formasjonsfølere er omtalt i forbindelse med fig 5A-5B I illustrerende øyemed viser fig 5A det «utbrettede» resistivitetsdata som kan være registrert ved hjelp av en første resistivitetsføler som roterer i et vertikalt borehull når brønnen bores Honsontalaksen 601 har verdier fra 0° til 360° som til-svarer asimutvinkler fra en referanseretning som bestemmes av retningsføleren 271 Vertikalaksen 603 er måletidspunktet Når resistivitetsføleren roterer i borehullet mens den fremføres sammen med borkronen, beskriver den en spiralbane I fig 5A er det antydet et sinusformet bånd 604 som svarer til f eks et lag med høy resistivitet som skjærer borehullet ved en dobbeltlinjestikkvinkel (eng dipping angle)

Ved en utføringsform av oppfinnelsen benytter nedihull-prosessoren 272 dybdeinformasjonen fra brønntelemetn, som er tilgjengelig for telemetninnretmn-gen 286 og summerer alle dataene innenfor et bestemt dybde- og asimut-prøve-takingsmtervall, for å forbedre S/N-forholdet og for å minske mengden av data som skal lagres Et typisk dybdeprøvetakingsintervall vil være én tomme (25,4 mm) og et typisk asimutprøvetakingsintervall er 15° En annen metode for å minske mengden av lagret data, vil være å kassere overflødige prøver innenfor dybde- og asimut-prøvetakingsintervallet Fagmenn på området vil innse at en 2-D-filtrenng av datasettet ved hjelp av kjente teknikker kan utføres forut for data-reduksjonen Dataet etter dette redusenngstnnn vises på en dybdeskala i fig 5B der vertikalaksen 605 nå er dybde og honsontalaksen 601 fortsatt er asimutvinke-len i forhold til en referanseretnmg Dobbelthnjestikk-resistivitetslag-posisjonen er antydet med sinuskurven 604' Et slikt dybdebilde kan frembringes fra et tidsbilde dersom resistivitetsfølerens 607' og 609' absolutte dybde ved tidspunkter så som 607 og 609 er kjent

Som en sikkerhetsforanstaltning eller som en erstatning for kommunisering av dybdeinformasjon nede i hullet, benytter mikroprosessoren data fra de ytterligere resistivitetsfølerne på putene til å bestemme borehastigheten under boringen Dette er vist i fig 5A ved hjelp av et andre resistivitetsbånd 616 som svarer til det samme dobbellinjestikkbånd 604 som målt ved en andre resistivitetsføler direkte over den første resistivitetsføler Ettersom avstanden mellom den første og andre resistivitetsføler er kjent, beregnes en borehastighet ved hjelp av mikroprosessoren ved å måle tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 616 Tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 606 kan bestemmes ved hjelp av mange forskjellige metoder, innbefattende krysskorrelenngsteknikker Denne kjennskap til borehastigheten virker som en kontroll på dybdeinformasjonen som kommuniseres nedihull, og kan, i fravær av nedihulls-telemetridata, benyttes alene til å beregne følernes dybde

Den ovenfor beskrevne behandlingsmetode virker like bra for resistivitetsmålinger utført ved hjelp av følere på en ikke-roterende hylse Som ovenfor be-merket i forbindelse med fig 3B, utfører følerne fortsatt en sakte rotasjon som gir redundans som kan utnyttes av prosessoren 272 som del av dens behandlmg-før-sending

Fig 6A viser datastrømmen i en utfønngsform av oppfinnelsen Antallet av asimut-datafølere (301 i fig 3A) er angitt ved 701 Utgangssignalet 701a fra asimut-datafølerne 701 er asimutfølerdata som funksjon av tid Retningsfølerne (271

i fig 2) er betegnet med 703 Utgangssignalet 703a fra retningsfølerne 703 er boresammenstillingens asimut som funksjon av tiden Ved bruk av tidsinformasjon 705a fra en klokke 705 og informasjonen 709a fra fremad-boreindikatoren 709 vil prosessoren først utføre et eventuelt datadesimenngs- og kompresjonstnnn ved

707 Fremad-boreindikatoren benytter et antall målinger til å estimere borkronens fremfønngshastighet En føler for måling av tyngden på borkronen gir målinger som indikerer borehastigheten dersom tyngden på borkronen er null, er borehastigheten også null Likeledes skjer det heller ingen fremføring av borkronen, når slamstrømindikatoren indikerer at slammet ikke strømmer Vibrasjonsfølere på borkronen gir også signaler som angir borkronens fremadbevegelse En nullverdi for tyngde på borkronen, slamstrøm eller borkronevibrasjon, innebærer at føler-sammenstillingen er ved en konstant dybde

Dette datadesimenngs- og kompresjonstrinn kan stable data fra flere om-dreininger av følersammenstillingen som faller innenfor en forutbestemt oppløs-ning som kreves ved anskueliggjønng av dataene Denne informasjon 707a, bestående av data som funksjon av asimut og dybde, lagres i en minnebuffer 711 En minnebuffer med 16 Mbyte-størrelse benyttes, tilstrekkelig til å lagre de nød-vendige data ved bruk av et segment av borerør Slik fagmenn vil kjenne til, kommer borerøret i segmenter på 30 fot (9,15 m), idet suksessive segmenter tilføyes ved brønnhodet etter hvert som boringen går frem

Ved bruk av estimater for borehastigheten fra 717, og en fullført-boreseksjon-indikator 713 utføres en dybde-tid-korrelasjon 715 Fullført-boreseksjon-indikatoren omfatter informasjon så som antallet borestrengsegmenter Borehastighet-estimatet oppnås, f eks ved hjelp av metoden omtalt i forbindelse med fig 5A og 5B ovenfor Tid-dybde-transformasjonsfunksjonen 715a som derved oppnås, brukes ved 719 til å behandle dataene som funksjon av asimut og tid i min-nebufferen 711 for å få et bilde som er en funksjon av asimut og dybde Dette bilde lagres nedihull ved 721 i en minnebuffer Med 16 Mbyte minne, blir det mulig å lagre 1700 fot (518,5 m) nede i hullet med en oppløsning på 1 tomme (25,4 mm) Disse data blir senere gjenvunnet ved innkjøring av borestrengen i hullet, eller de kan sendes opp gjennom hullet ved bruk av telemetninnretningen 286 Ved å behandle dataene nede i hullet på denne måte, blir belastningen på telemetninnretningen sterkt redusert, og den kan benyttes for overføring av andre data i tilknyt-ning til boremotoren og borkronen opp gjennom hullet

Minnebehovet for lagring av dataene kan lett beregnes F eks vil, for et 8/2" (216 mm) hull, lagring av én fot (0,305 mm) av data med en oppløsning på 1" x 1" (25,4 mm x 25,4 mm) kreve (12) x (tt x 8,5) x 4 = 1282 datapunkter Fagmenn på området vil innse at faktoren på 4 skriver seg fra nødvendigheten av å tilfredsstille Nyquist-samplingskritenet 1 to dimensjoner) For 5000 fot (1525 m) av data og 16 bits (2 bytes) pr dataprøve, gir dette totalt 12,82 Mbytes Dette er en nmelig størrelse for et minne med den for tiden tilgjengelige maskinvare og kan selvsagt økes i fremtiden etter hvert som minneinnretninger blir mer kompakte

Der hvor dybdedata ikke er tilgjengelige nede i hullet, forandres situasjonen på grunn av borehastighetens vanabilitet Systemet må kunne samle data under en hurtig borehastighet på 200 fot (61 m) /h så vel som ved en lav borehastighet på 20 fot (6,1 m) /h, en vanabilitetsfaktor på 10 Systemer som ikke kjenner borehastigheten vil måtte lagre data for å klare den hurtigste borehastigheten (200 fot/h i dette eksempel) Dersom hullet faktisk bores ved 20 fot/h, så vil den data-mengden som må lagres nede 1 hullet 1 fravær av noen behandling og desimering bh ti ganger så stor 130 Mbytes 1 det foreliggende eksempel Denne datamengde-lagnng er for tiden upraktisk med tilgjengelig maskinvare

Arrangementet vist 1 fig 6A bruker ikke telemetridata fra overflaten for å beregne dybde I et alternativt arrangement vist 1 fig 6B, utføres en dybdebereg-mng nede 1 hullet ved 759 for å gi følersammenstillingens virkelige posisjon, under anvendelse av informasjon fra flere kilder innbefattende telemetridata Én kilde er tidsinformasjonen 755a fra klokken 755 En borehastighetsføler gir en indikenng av borehastigheten Borehastighet 756a fås fra én av to kilder 756 Ifølge en utfø-nngsform initieres en inertial-føler (ikke vist) hver gang bonngen stoppes for tilkopling av en borerør-seksjon Informasjonen fra denne inertial-føler gir en indikasjon på hastighet Dessuten, eller som et alternativ, kan borehastighet som overføres fra overflaten ved hjelp av nedlink (engelsk «downlink»)-telemetnen benyttes og mottas ved nedihull-telemetninnretningen 286

En indikator 761 som angir fullført boreseksjon, som omtalt ovenfor med henvisning til 7131 fig 6A, benyttes som ytterligere mngangsdata for dybdebereg-ningene, som er et estimat fra fremad-boreindikatoren 763, som ovenfor omtalt med henvisning til 709 til fig 16A Denne dybdeberegning 759a brukes i data-kompnmering og desimering 757 (som ovenfor omtalt i forbindelse med fig 6A) for å behandle data 751a fra asimutmålefølerne 751 og data 753a-onentenngsfølerne 753 Bildebehandlingen ved 765 gir dybdedata som funksjon av dybde 765a, idet disse data lagres nede i borehullet 767 med den samme oppløsning som ved 721

i fig 6A Behandlingsopplegget ifølge fig 6B krever ikke mmnebufferen 711 som finnes i fig 6A, men den krever overføring av flere dybdedata ned i hullet, og leg-ger således til en viss grad beslag på telemetrileddet

Som ovenfor nevnt ved omtalen av fig 5A-5B, kan en kombinasjon av beg-ge metoder også benyttes, dvs utføre dybdeberegninger ut fra følerdata nede i borehullet i tillegg til å bruke nedlmkdata

Overstående beskrivelse gjaldt resistivitetsmålinger Enhver annen skalar-måling som utføres ved hjelp av en føler, kan behandles på samme måte for å forbedre S/N-forholdet før det overføres opp gjennom hullet ved hjelp av telemetn Vektordata, som f eks ervervet ved hjelp av trykk- og skjærbølge-transduktorer krever noe mer komplisert behandling en hva fagmenn på området vil kjenne til

Som ovenfor nevnt er de data som overføres fra borehullet indikative for resisistiviteter ved ensartet samplede dybder av formasjonslag Dataene overføres i sann tid De ovenfor beskrevne prosesser og anordninger gir et fargebilde med forholdsvis høy oppløsning, av formasjonen i sann tid Oppløsningen av dette bilde kan ytterligere forbedres ved å bruke forskjellige bildeforbednngsalgontmer Fagmenn på området vil kjenne til disse bildeforbednngsalgontmer

Den grunnleggende følerkonfigurasjon ifølge fig 3C benyttes også i en annen utførelsesform av oppfinnelsen for å utføre kjernemagnetiske resonansmå-linger (KMR-målinger) Dette er vist skjematisk i fig 7A og 7B Hylsen 862 er utstyrt med minst én pute 880 som ligger an mot borehullveggen Puten innbefatter en permanentmagnetenhet 883, her betegnet ved enkeltmagneter 883a, 883b og 883c I en foretrukket utførelsesform er de to magneter på sidene orientert med like poler i samme retning og magneten i midten er orientert med sine poler motsatt sidemagnetenes poler Med det viste magnetarrangement oppstår det et statisk magnetfelt i formasjonen nær puten 82 Som fagmenn på området vil kjenne til, er det et område, kjent som undersøkelsesområdet, hvor feltstyrken er hovedsakelig konstant og feltretningen er radial

NMR-målinger utføres ved å indusere et radiofrekvens (RF)-felt i formasjonen, som har en retning vinkelrett på det statiske magnetfelt, og utfører målinger av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet Fig 7B viser et arrangement der en leder 886 er anordnet i en aksial retning i puten 880 med en leden-de kappe 888 og myk ferritt 887 Ved å pulse en RF-strøm gjennom lederen 886 med en returbane gjennom kappen 888, induseres et RF-magnetfelt i formasjonen med en hovedsakelig tangential feltretning, dvs omkretsmessig i forhold til borehullets akse Dette er vinkelrett på det statiske felt i undersøkelsesområdet Senderen blir slått av og arrangementet benyttes til å måle RF-feltet som produseres av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet i formasjonen

Et alternativt arrangement av permanentmagnetene er vist i perspektiv i fig 7C Et par permanentmagneter 785a og 785b i form av bueformede segmenter av sylindere er anordnet i en aksialretnmg med de to magneters magnetisenngsret-ning i motsatte retninger Dette eller lignende arrangementer, som omfatter flere enn ett magnetpar, frembringer et undersøkelsesområde i formasjonen med en hovedsakelig ensartet feltstyrke som har en radial feltretning Anvendelsen av et fernttelement 786 mellom magnetene bidrar til å forme undersøkelsesområdet RF-spolearrangementet ifølge fig 7B benyttes til å frembringe et RF-felt med en tangential komponent i undersøkelsesområdet

Fig 7D viser et alternativt RF-antenne-arrangement som kan brukes med permanentmagnet-arrangementene ifølge fig 7B eller fig 7C Plateformede lede-re 791a og 791 b er anordnet i bueformede partier av puten (ikke vist) Når antennen pulses med et RF-signal, frembringes et RF-magnetfelt med en hovedsakelig langsgående komponent i formasjonen nær puten Dette felt er vinkelrett på det radiale, statiske felt som dannes av permanentmagnet-arrangementene ifølge fig 7B eller fig 7C

Fagmenn på området vil innse at ved å bruke en enkeltmagnet (istedenfor et par motstående magneter) i konfigurasjonen ifølge fig 7C, vil det i formasjonen nær borehullet oppstå et statisk felt som er hovedsakelig langsgående RF-antenne-arrangementet vist i fig 7B, som frembringer et RF-felt i formasjonen med hovedsakelig tangential komponent (omkretsmessig i forhold til lengdeaksen) og kan brukes til å utføre NMR-målinger ettersom det er vinkelrett på det statiske felt Alternativt kan en sirkulær RF-spole med sin akse i en radial retning (ikke vist) i forhold til borehullaksen, brukes til å frembringe et radialt RF-felt som er vinkelrett på det langsgående, statiske felt for å utføre NMR-målinger

Fagmenn på området vil også innse at med hvilken som helst av de konfi-gurasjoner som er beskrevet i forbindelse med fig 7A-7D, kan bruk av et antall puter som er orientert i forskjellige retninger, eller utførelse av målinger med en enkelt pute ved forskjellige asimuter, gjøre det mulig å bestemme asimutvanasjoner i formasjonens NMR-egenskaper En slik asimutvanasjon kan skyldes frak-turer i formasjonen som er innrettet på linje med frakturplan parallelle med borehullets akse, slik at fluidmengden i formasjonen (som er det som bestemmer NMR-reaksjonen) har en asimutvanasjon Asimutvanasjonene kan også måles på en enkelt pute som roterer skikkelig sakte til at undersøkelsesområdet ikke endres i vesentlig grad i løpet av den tid NMR-målmgene utføres

Ifølge enda en annen utførelsesform av oppfinnelsen vist i fig 8, er permanentmagnet-sammenstillingen montert på det roterende hus 960 RF-sender/ mot-takerenheten inngår i minst én følermodul 980 som er montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse 962 Permanentmagnet-sammenstillingen omfatter et par ringformede syhndnske magneter 964a, b som er polarisert i lengderetningen Et slikt arrangement gir et statisk magnetfelt i formasjonen, som er av radial retning og rotasjonsmessig symmetrisk rundt borehullet slik at rotasjon av selve magnet-sammenstillingen ikke vil påvirke målingene (bortsett fra virkninger som skyldes vibrasjon av magnetsammenstilhngen) Målingene som utføres ved hjelp av RF-enheten vil være asimutavhengig hvis det finnes noen asimutvanasjon i formasjonen

Fig 9a viser en utførelsesform av oppfinnelsen der elektromagnetiske in-duksjonsfølere benyttes til å bestemme formasjonens resistivitet En elektromagnetisk senderantenne 1050 brukes til å indusere et elektromagnetisk signal inn i formasjonen Hver av stabilisatorene 1023 er utstyrt med en utspanng 1035 som opptar en elektromagnetisk mottakermodul 1054 Hver elektromagnetisk mottakermodul 1054 har et antall slisser 1056 bak hvilke mottakerspolene (ikke vist) er montert Slissene er anordnet med aksial innbyrdes avstand, slik at målingene kan utføres ved minst to sender-til-mottaker-avstander Antennen 1050 styres ved hjelp av en elektronikkmodul 1052 på et passende sted Ved bruk av kjente, elektromagnetiske induksjonsloggemetoder, sender senderen ut en puls med en frekvens, og amplituden og fasen til signalet som mottas av mottakerne i mottakermodulene brukes til å bestemme formasjonens resistivitet Frekvensen til det avgitte signal er typisk mellom 1MHz og 10MHz Med det asimutplasserte arrangement av stabilisatorene 1033 og mottakermodulene 1054 på stabilisatorene, gjør denne utførelsesform det mulig å bestemme en asimutvanasjon av resistivitet Når flere frekvenssignaler brukes, kan formasjonens resistivitets- og dielektrisitetskonstant bestemmes ved bruk av kjente metoder

Ved utførelsesformen vist i fig 9b er de elektromagnetiske mottakere anordnet i en putemontert konfigurasjon I et arrangement lik det som er vist i fig 3C, er putene 1164 montert på en hylse 1105 Putene kan ekspanderes til anlegg mot formasjonen ved bruk av hydrauliske, elektriske eller mekaniske arrangementer (ikke vist) Senderen 1150 er også montert på hylsen Den elektroniske styring for senderen og mottakeren kan være montert på et passende sted 1152 Som med utførelsesformen vist i fig 9a, kan asimutvanasjoner av elektriske egenskaper bestemmes ved hjelp av amplitude- og fasemålmger av det mottatte signal etter eksitenng av senderen 1150

Fig 9c viser sender-mottaker-modulen 1200 som er egnet for bruk ved høyere frekvensinduksjonslogging med et signal ved 1GHz eller mer Denne mo-dul kan være montert i utspanngen 10351 stabilisatoren 1033, som vist i fig 9a eller på en pute, så som 1164 i fig 9b Modulen er utstyrt med minst to sender-shsser 1202 og mottakerslisser 1204 med hver sin sender- og mottakerspole (ikke vist) bak slissene Senderne er fortrinnsvis anordnet symmetrisk rundt mottakerne Sender-til-mottaker-avstandene i denne modulen er betydelig mindre enn i utførel-sesformene vist i fig 9a, 9b, hvilket nødvendiggjør bruk av høyfrekvenssignaler (1 GHz eller mer)

Ifølge en annen utførelsesform av oppfinnelsen, utføres induksjonsmålmger ved bruk av elektrodearrangementet ifølge fig 3A Med henvisning til fig 3A kan f eks elektrodene 301 aa, 301 ab brukes som en transmitter når de pulses samti-dig, i likhet med elektrodene 301 da, 301 db Likeledes utgjør elektrodene 301 ba, 301 bb en mottaker mens elektrodene 301 ca, 301 cb utgjør en andre mottaker

Claims (20)

1 Anordning for bruk ved måling-under-bonng (MUB), montert på en boresammenstilling (90) for bestemmelse av en aktuell parameter hos en formasjon som omgir et borehull (26) som har en lengdeakse, hvilken anordning omfatter et roterbart hus (256, 960), karakterisert ved at den videre omfatter minst ett hovedsakelig ikke-roterende element (262) på utsiden av huset samt minst en hovedsakelig ikke-roterende pute (264, 264', 324, 364, 880,1164) med en formasjonsevaluenngsføler (301, 321, 880,1054) for utførelse av en måling relatert til den aktuelle formasjonsparameter, idet den minste ene pute er drifts-messig forbundet med det ikke-roterende element og innrettet tii å komme i kontakt med formasjonen

2 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter en prosessor (272) som er anordnet i huset (256, 960), hvilken prosessor anvender retningsmformasjon fra en retningsføler (271) i huset samt målingen fra formasjonsevaluenngsføleren på minst én pute til å bestemme den aktuelle parameter

3 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at boresammenstillingen fremføres på en borerørdel som er valgt fra (i) en borestreng (22), og (n) kveilrør

4 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter en utstrekmngsinnretning for å bevege den minst ene pute fra en tilbaketrukket stilling til en utstrukket stilling der puten ligger an mot formasjonen, hvilken innretning er valgt fra gruppen bestående av (i) hydraulisk drevet, (n) fjærdrevet, og (m) elektrisk drevet

5 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at den aktuelle parameter er valgt fra settet bestående av (i) resistivitet hos formasjonen, (n) densitet hos formasjonen, (in) kompresjonsbølgehastighet hos formasjonen, (iv) hurtig skjærbølgehastighet hos formasjonen, (v) sakte skjærbølgehastighet hos formasjonen, (vi) dobbeltlinjestikk hos formasjonen, (vu) radioaktivitet hos formasjonen, (vin) NMR-egenskaper hos formasjonen, og (ix) dielektrisitetsegenskap hos formasjonen

6 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at den aktuelle parameter er borehullets resistivitetsbilde

7 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at formasjons-evaluenngsføleren er en kjernemagnetisk resonansføler og at den aktuelle parameter er en kjernemagnetisk resonansegenskap hos formasjonen

8 Anordning ifølge krav 7, karakterisert ved at den kjernemagnetiske resonansføler videre omfatter (i) minst én permanentmagnet (883, 946) for frembringelse av et første magnetfelt som har et område av hovedsakelig ensartet styrke i formasjonen, (ii) en sender som er anordnet på det minst ene ikke-roterende element for avgivelse av en radiofrekvenspuls inn i området av hovedsakelig ensartet magnetfelt for å frembringe et andre magnetfelt og eksitere kjerner i dette, og (m) en mottaker anordnet på det minst ene ikke-roterende element for mottak av kjernemagnetiske resonanssignaler fra kjernen i nevnte område av homogent magnetfelt

9 Anordning ifølge krav 8, karakterisert ved at den minst ene permanentmagnet videre omfatter en innermagnet (883b) med magnetisenng vinkelrett på aksen og yttermagneter (883a, 883c) som er symmetrisk anordnet rundt innermagneten, idet de yttermagneter har magnetisenng motsatt innermagnetens magnetisenng

10 Anordning ifølge krav 8, karakterisert ved at den minst ene permanentmagnet videre omfatter to bueformede magneter (964) med magnetisenng i motsatte retninger og parallelt med nevnte akse

11 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter en senderantenne for å sende et elektromagnetisk signal med minst én frekvens mn i formasjonen, og at formasjonsevaluenngsføleren videre omfatter to aksialt atskilte, elektromagnetiske mottakerantenner

12 Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at formasjonsevalue-nngsføleren videre omfatter to elektromagnetiske senderantenner for indusering av et elektromagnetisk signal i formasjonen og to elektromagnetiske mottakerantenner for detektering av det induserte elektromagnetiske signal, idet de to senderne er symmetrisk anordnet rundt de to mottakere

13 Fremgangsmåte for bestemmelse av en aktuell parameter hos formasjonen som omgir et borehull under boring av borehullet, hvor det i borehullet fremføres en boresammenstilling som omfatter en borkrone for bonng av borehullet og en måling-under-bonng (MOB)-sammenstilling-anordning innbefattende et roterbart hus, karakterisert ved utførelse av målinger relatert til en aktuell parameter hos formasjonen ved hjelp av en formasjonsevaluenngsføler på en hovedsakelig ikke-roterende pute som bæres på minst ett hovedsakelig ikke-roterende element på utsiden av huset, og behandling av målingene fra forma-sjonsevaluenngsføleren i en prosessor på huset for å bestemme den aktuelle parameter

14 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at behand-lingen innbefatter beregning av en borehastighet for boreverktøyet

15 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den aktuelle parameter er et resistivitetsbilde av borehullet

16 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at boresammenstilling fremføres på en bore-rørdel valgt fra (i) en borestreng, og (n) kveilrør

17 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den videre omfatter påvirkning av en utstreknmgsinnretning for å bevege den minst ene hovedsakelig ikke-roterende pute fra en inntrukket stilling til en utstrukket stilling der puten er i kontakt med formasjonen, idet innretningen er valgt fra gruppen bestående av (i) hydraulisk drevet, (n) fjærdrevet, og (ni) elektrisk drevet

18 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den videre omfatter påvirkning av en utstreknmgsinnretning for å bevege den minst ene hovedsakelig ikke-roterende pute fra en inntrukket stilling til en utstrukket stilling der den ikke-roterende pute er i kontakt med formasjonen, idet utstrekningsinnret-mngen er valgt fra gruppen bestående av (i) hydraulisk drevet, (n) fjærdrevet, og (hi) elektrisk drevet

19 Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor føleren videre omfatter to aksialt innbyrdes atskilte elektromagnetiske mottakerantenner, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter indusering av et elektrisk signal med minst én frekvens i formasjonen under anvendelse av en senderantenne, og mottaking av det induserte signal i mottakerantennen

20 Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at utførelse av målinger om den aktuelle parameter videre omfatter bruk av to elektromagnetiske senderantenner for indusering av et elektromagnetisk signal som har en frekvens i formasjonen og detektenng av det induserte signal i to elektromagnetiske mottakerantenner, idet de to sendere er symmetrisk anordnet om de to mottakere på den ikke-roterende pute