NO316886B1 - Undergrunnsformasjon-boreapparat samt fremgangsmate for boring av en undergrunnsformasjon - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse angår et undergrunnsformasjon-boreapparat med en rørhylse som innbefatter en konstruksjon ved sin øvre ende for tilkopling til en borestreng, og som avgrenser en langsgående boring, samt en kjerneborkrone som er anordnet ved rørhytsens nedre ende, formasjonsevalueirngsinstrumente-ring som kan påvirkes til å innhente data tilknyttet minst én formasjonskarakteris-tisk parameter samtidig med utskjæring av en kjerne fra en formasjon. Den omfatter også en fremgangsmåte for boring av en undergrunnsformasjon.

Oppfinnelsen er generelt beregnet for bruk ved kabel-kjerneboring av un-dergrunnsformasjoner i kombinasjon med et boresystem som muliggjør utskiftbar anbringelse og opptrekking av innerrør-sammenstillinger for kjerneboring og bore-plugg-sammenstillinger for fremadboring, idet sistnevnte også eventuelt er utstyrt med loggemuligheter for evaluering av borehullparametere, og særlig evnen til samtidig å logge en formasjon som kjernebores og kjerneprøven som utskjæres fra formasjonen.

Kabel-kjerneboring har vært kjent i mange år. Grunnkonseptet ved kabel-kjerneboring, går ut på å bruke en kjemehylse som innbefatter en ytterhylse-sammenstilling som er anordnet ved enden av en borestreng og har en kjerne-borkrone ved sin bunn. En innerrør-sammenstilling innrettet til å oppta en kjerne som utskjæres av kjerne-borkronen er løsbart fastlåst i ytterhylse-sammenstillingen. Denne anordning gjør det mulig å anbringe innerrør-sammenstillingen i ytterhulls-sammenstillingen ved hjelp av kabel, tyngdekraft, eller hydraulisk strøm-ning, og opptrekking av denne fra ytterhulls-sammenstillingen via kabel. Eksempler på slike kjente kabel-kjerneboringsystemer er vist i US patenter 3 127 943 og 5 020 612 som det herved henvises til, samt NO B1 311 047.

Et problem med mange slike kjente systemer er behovet for å bruke en spesiell borestreng med en utvidet diameter for å tillate innkjøring og opptrekking av en innerrør-sammenstilling som brukes til å skjære forholdsvis store kjerner, større enn 5,08 cm (2 tommer) i diameter.

Selv om kjerneboringssystemer som skjærer små eller «slim-hole»-kjerner med diameter 4,45 cm (1%") eller mindre er kjent, skal det forstås at slike kjerner er meget skjøre og konvensjonelle kjerneboringssystemer er begrenset i lengde, slik at kjerner på rimelige måte kan utskjæres uten å brekke. Denne begrensning synes hovedsakelig å skyldes ustabiliteten ved hele kjernehylsen, som innledes ved side- og vertikalbevegelse av borkronen i borehullet, hvilket frembringer vibrasjoner. Et hoved-fenomen som skyldes slik borkronebevegelse og -vibrasjon er såkalt borkrone-«virvel», selv om vibrasjon uten virvel også er skadelig. Begre-pet borkrone-«virvel» opptrer ved borkroner som har ubalanserte skjærsidekrefter, Idet disse krefter bringer brorkronen til å rotere eller «virvle» i borehullet om et midtpunkt i avstand fra borkronens geometriske sentrum, på en slik måte at borkronen får en tendens til å virvle bakover rundt borehullet. En har observert at virvelfenomenet forverres i nærvær av kaliberkuttere eller -trimmere ved visse steder på borkronens yttermål, idet slike kuttere også skaper friksjonskrefter under boring. Virvling er et dynamisk og selvopprettholdende fenomen som, i mange tilfeller, er meget skadelig for borkronekuttere. Virvelfenomenet fører også til spi-ralforming av borehullet under boring, hvilket, i kjerne-borekroner, fører til en ikke-sylindrisk, spiralformet kjerne som er mer utsatt for brudd og fastkiling i kjernehylse-innerrøret.

I betraktning av de forholdsvis små klaringer mellom kjernen og ledeskoen, kjernefangeren og innerhylsens innerrør-komponenter, vil små side- og vertikalbe-vegelser av kjernehylsen lett føre til brudd i kjerner med liten diameter med derav følgende kjernefastkiling og nedbryting av kjerneprøven. Av denne grunn har kjernehylser med liten diameter vanligvis begrenset lengde på grunn av de korte (f.eks. 3,05 til 3,96 m (ti til tretten fot) kjerneprøver som kunne utskjæres uten å utsettes for ovennevnte kjernebrudd, fastkiling og nedbryting. En har forsøkt å skjære lengre kjerner, opptil 7,92 m (tjueseks fot), men apparatet som ble benyttet er aldri blitt ansett som brukbart, på grunn av ovennevnte problemer.

En har innsett at visse forbedringer i borkronekonstruksjon, innbefattende, men ikke begrenset til såkalt «antivirvel» polykrystallnsk diamantkutter (PDC)-borkroner innført av Amoco og forbedret av søkeren, kunne oppnås for kjerne-borkroner for å bedre påliteligheten ved en kjerneboreoperasjon og kvaliteten av kjernene. Patenter som viser antivirvelborkroner omfatter, uten begrensning, US patenter 4 982 802, 5 010 789, 5 042 596, 5 099 934, 5 109 935, 5 111 892, 5119 892, 5 131 478, 5 165 494, og 5 178 222, som det herved henvises til. SPE (Society of Petroleum Engineers) dokument nr. 24587 av L. A. Sinor et al hos Amoco Production Co., med tittel av en «Development of an Anti-Whirl Core Bit», omhandler forbedringer og potensielle forbedringer ved kjemeboringsevne som antas å oppnås ved bruk av antivlrvel-kjerne-borkroner.

Andre løsninger på borkronestabilisering er blitt benyttet av Amoco og andre. En løsning er å forsøke perfekt utbalansering av en borkrone, som vist US patent 4 815 342 som det herved henvises til. En annen løsning er mekanisk å «låse» utspringene på borkroneflaten i sirkulære spor som utskjæres av kuttere på endeflaten, som vist i US patent 5 090 492 som det herved henvises til.

Alle de ovennevnte utviklinger ved borkronestabilisering har vært konsent-rert om enkeltelementer ved boreoperasjonen, enten boring av nominell borehulldiameter eller ved kjerneboring.

For noen år siden utviklet Eastman Christensen Company, en forgjenger til foreliggende søker, et kombinert hull- og kjerneboringssystem med en «bore-kjernesystem»- (engelsk: Drill-Core System») mulighet, som tillot boreoperasjoner for vekselvis kjerneboring og hullboring uten uttrekking av borestrengen. Ifølge bore-kjernesystemet kunne både innerhylse-sammenstillingen for kjerneboring og en erstatnings-senterpluggsammenstilling med en «kråkefot» (engelsk: crowsfoot) og kuttere for omdanning av kjerne-borkronen til en hull-borkrone utplasseres og opptrekkes ved hjelp av kabel. Bore-kjernesystemet anvendte kjerne-borkroner med naturlig diamant og var bare marginalt anvendbare av flere grunner. For det første var den maksimale kjernelengde som kunne utbores av gangen bare 3,96 m (13 fot), hvilket ga meget korte intervaller for analyse uten flere turer av inner-rør-sammenstiltingen, og krevde kombinering av ulike lange rør for å bore drivrøret ned til rotasjonsboret som en rørskjøt. Dessuten minsket innføringen av mer nøy-aktige elektriske brønnlogger og analyseteknikker for logging av data, behovet for kjerneanalyser. Endelig ville industrien ikke akseptere kjernene med forholdsvis liten diameter (2") som ble tatt ved hjelp av systemet, hvilket var nødvendig for å utplassere og opptrekke innerhylse-sammenstillingen og senterplugg-sammenstillingen gjennom standard rørgods.

I de siste år har imidlertid utviklingen og industriens akseptering av side-vegg-kjerneboringsteknikker av stanse- og rotasjonstypen, som resulterer i 1" diameter kjerner fra siden av borehullet som bores, samt den økende bruk av «slim-hold»-boring for letebrønner, eliminert den tidligere skepsis med hensyn til å akseptere og anvende kjerner med liten diameter. Disse endringer i industripraksis har ført til en ny interesse for kjerneboring, men i dag har teknikkens stilling med hensyn til kjerneboresystemer ikke tilveiebrakt noe godtakbart «slim-hole»-kjerne-og brønnboringssystem som kan skjære ut uberørte, uskadede kjerner av ønskelig lengde (f.eks. 9,14 m (tretti fot)), i vesentlig grad unngå kjemefastkiling, og dessuten gi mulighet for fremadboring mellom intervaller som skal kjernebores uten uttrekking av borestrengen. Dessuten finnes intet kjent kjerneboringssystem med ytelsesmuligheter og driftskarakteristika lik de som gjelder for PDC-borkroner.

En annen ulempe ved kjente kjerneboringssystemer er deres tendens til å behandle uttaking (utskjæring) av kjernen og vurdering av borehullparametere som separate, bare perifert relaterte operasjoner istedenfor to samhørige segmen-ter av den totale formasjonsevalueringsprosess. Selv bm US patent 4 955 438, som tilhører søkeren og som det herved henvises til, viser hvorledes man tar «målte verdier» av borehullkarakteristika under en kjerneboreoperasjon og inn-henter slike data fra kjemeboreapparatet fysisk, ved hjelp av kabel eller ved hjelp av slampulstelemetri, kjenner søkeren ikke til at det finnes noe slikt system som er egnet for bruk i olje- og gass-letehull. Dessuten skal det bemerkes at selv om det ville være ønskelig å logge visse karakteristika ved en kjerne mens den utskjæres og samtidig med logging av retningsparametere samt karakteristika ved formasjonen på utsiden av kjemeboreapparatet, er man ikke kjent med at det finnes noe kjerneboringssystem med slike evner.

Formålet med foreliggende oppfinnelse er å unngå eller minske ulempene ved teknikkens stilling som ovenfor omtalt, og dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved et undergrunnsformasjon-boreapparat som angitt i det etterfølgende krav 1, og en fremgangsmåte som angitt i det etterfølgende krav 17, mens fordelaktige utføringsformer av oppfinnelsen er angitt i de øvrige, etterfølgende krav.

Foreliggende oppfinnelse gir mulighet for vekselvis kjerneboring og hullboring uten uttrekking av borestrengen og uttaking av lange kjerner med liten diameter.

Kjernehylsen ifølge oppfinnelsen omfatter en ytterhylse-sammenstilling med en PDC-kjerne-borkrone anordnet ved dens nedre ende og en borkroneende-lagersammenstilling umiddelbart over kjerne-borkronen i kjernehylsen for vekselvis å oppta enden av en innerrør-sammenstilling eller en senterpluggsammenstilling. En låsekopling er beliggende på den øvre innside av den ytre hylsesammen-stilling. Den indre rørsammenstilling omfatter et muffekoplingselement ved den øvre ende, en låsesammenstilling derunder for inngrep med ytterhylse-låsekoplingen og en lagersammenstilling under låsesammenstillingen for å tillate rotasjon mellom ytterhylse-sammenstillingen og innerrøret. Den nedre ende av innerrør-sammenstillingen, som står i inngrep med borkrone-lagersammenstillingen, omfatter en konvensjonell kjernefanger.

PDC-kjeme-borkronen som anvendes ved oppfinnelsen er fortrinnsvis av en «antivirvel»-konstruksjon, selv om andre stabiliserte borkronekonstruksjoner som ovenfor omtalt også kan være egnet. Anvendelse av en antiwirvel-kjerne-borkrone i oppfinnelsen fører til den demonstrerte evne til å skjære og trekke minst 9,14 m (30 fot) kjerner av høy kvalitet og sterkt øket gjenvinningshastighet. Dessuten gir bruken av en PDC-kjerne-borekrone med eventuell senterplugg en inntrengningshastighet (ROP) lik den som oppnås med PDC-borkroner, og tyngde på borkronen (WOB), rotasjonshastighet og hydrauliske volumstrømmer lik de som oppnås med PDC-borkroner. Således kan store mengder av kjerner av høy kvalitet oppnås kostnadseffektivt og den totale ROP under boreoperasjonen er ikke vesentlig redusert sammenlignet med boring uten kjerneboring, idet opera-tøren drar fordel av tids- og kostnadsbesparelser så vel som av informasjon som er tilgjengelig fra kjernene med høy kvalitet.

Bruken av borkrone-ende-lagersammenstillingen fører til nøyaktig innretting av innerrøret for opptak av kjernen som utskjæres, samt en seteanordning for den nedre ende av senterpluggsammenstillingen som inneholder et antall PDC-kuttere og fluidutløp for borefluid.

Et eventualtrekk ved oppfinnelsen, som likevel er av betydning, er anbring-elsen av et passende loggeverktøy, så som et gammastråle- eller retningslogge-verktøy, i senterpluggsammenstillingen for å gjøre det mulig å logge under en boreoperasjon. Data kan lagres i loggeverkføyet under boring og periodisk innhentes ved kabeloverføring eller når senterpluggsammenstillingen trekkes opp til overflaten, eller et slampuls- eller annet egnet dataoverføringssystem kan inngå som en del av senterpluggsammenstillingen for å tillate sann-tid-overføring av data. En eller flere avfølingsmuligheter kan inngå i verktøyet, idet slike muligheter innbefatter, uten begrensning, trykk- og temperaturmåling i tillegg til andre ovenfor nevnte. Det skal bemerkes at loggeverktøyfølere og særlig følere for detektering av formasjonskarakteristika kan være anordnet umiddelbart inntil den nedre ende av senterpluggsammenstillingen, bokstavelig talt i halsen til kjerne-borkronen, for ekstremt nær tilgrensing til borkroneflaten og derved til formasjonen som bores.

Det er også påtenkt at følere for måling av retningsparametere så vel som de ovenfor omtalte borehutlparametere og videre innbefattende andre så som (bare som eksempel) fomnasjonsresistivitet og kjernemagnetisk resonans (NMR), samt krafttilførsel, databehandling og -minne, og nedihulls-dataoverføring eller telemetrimulighet, skal inngå i én eller flere av en kjerneboring-innerrørsammen-stilling, i veggen til kjernehylsen mellom dens ytre og boring, eller over kjernehylsen i en separat rørdel eller hus med en aksial gjennomgående boring som er innrettet på linje med boringen i kjernehylsen. Følere for måling av boreparametere så som (her bare som eksempel) dreiemoment, rotasjonshastighet, tyngde på borkronen, vibrasjon og borehulltrykk kan også inngå i en eller flere komponenter i apparatet, fortrinnsvis nær borkronen så som i kjernehylsens vegg.

En annen side ved oppfinnelsen innebærer samtidig, eller i det minste tidsmessing sammenfallende, logging av borehullparametere ved formasjonen utenfor kjernehylsen og logging av de samme eller en annen borehullparameter ved kjernen som utskjæres mens den innføres i kjerne-innerrørsammenstillingen. F.eks. kan man ta gammastråle-, resistivitet-, densitet-, porøsitet-, lyd- og/eller NMR-logger. Det er fordelaktig å ta slike logger for sammenligningens skyld med hensyn til karakteristika som den ytre formasjon oppviser i motsetning til de som oppvises av kjernen under det kontrollerte miljø i kjernehylsens indre og ved ekstremt liten avstand. Dessuten er det ønskelig å utføre slike kjemelogger umiddelbart etter at kjernen har passert gjennom kjerneborkronehalsen når kjernen er i sin mest uberørte tilstand og minst utsatt for å ha et sterkt forurenset av boreslam eller ha mistet sin fysiske integritet. Videre er det påtenkt at kjernens orientering vil være bestemt, både i absolutt henseende og med hensyn til den omgivende formasjon som den skjæres ut fra, under anvendelse av apparatets retningsinstrumentering.

Det er videre påtenkt at et kortrekkende, trådløst telemetrisystem kan anvendes til å overføre data over en kort avstand fra et sted i kjemehylseveggen til innerrør-sammenstillingen, eller omvendt, for påfølgende videreoverføring ved hjelp av et langtrekkende telemetrisystem beliggende i den andre del av apparatet, eller fra det ene eller andre av disse steder til en langtrekkende telemetrimodul beliggende i kort avstand over kjernehylsen i borehullet. Data kan videresendes ved hjelp av slampuls, akustikk, eller elektromagnetisk telemetri, eller ved hjelp av kabel som strekker seg til overflaten. Videre kan data lagres i elektronisk minne beliggende i innerrør-sammenstillingen eller i ovennevnte senterplugg-sammenstilling og med denne fysisk opphentes til overflaten istedenfor å videresendes i essensiell sann tid. Selvsagt blir data fortrinnsvis lagret i en innerrør-sammenstilling, senterpluggsammenstilling, kjernehylse eller i et separat hus tilknyttet kjer-neboreapparatet, selv om de overføres til overflaten i sann tid, for å hindre tap av data på grunn av dårlig overføring eller overføringssvikt.

Enda en annen side ved foreliggende oppfinnelse ligger i en fremgangsmåte for boring og samtidig innhenting av retningsformasjons- og eventuelt borepara-meterdata før en kjemeboreoperasjon blir foretatt, med sikte på å lokalisere en sone eller et lag av potensiell interesse, så som en hydrokarbonproduserende sone, før innerrør-sammenstillingen innkjøres for å påbegynne kjerneboring. Likeledes er det påtenkt at innhenting av slike data under kjerneboreoperasjonen vil gi operatøren anledning til å identifisere når kjerneboring bør opphøre, og uten kjerneboring av bergart hovedsakelig utenfor en sone av potensiell interesse. Ved praktisering av denne side av oppfinnelsen vil det selvsagt være ønskelig å kom-munisere de data som blir frembrakt til overflaten og en sann tid basis, særlig ved boring i en potensielt produserende sone. Under kjerneboring kan det være til-strekkelig å innhente data for hvert intervall som kjernebores på det tidspunkt hvor innerrør-sammenstillingen inneholdende kjerneprøve opptrekkes til overflaten,

men det vil klart være å foretrekke å lokalisere endepunktet til sonen av interesse så nøyaktig som mulig, hvilket indikerer at sann tid dataoverføring også kan være å foretrekke i en slik situasjon.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningen hvor: Fig. 1 er et skjematisk lengdesnitt gjennom kjernehylsen ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 2 er et lengdesnitt i større målestokk gjennom den nedre ende av kjernehylsen ifølge oppfinnelsen, med innerrør-sammenstillingen på plass for kjerneboring; Fig. 3 er et skjematisk oppriss som viser kutterplassering, sett ned gjennom borkrone-endeflaten til en antivirvel kjerneborkrone som er egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse; Fig. 4 er et vertikalsnitt i større målestokk gjennom ett eksempel på en Innerdiameter-kutter i en lavinntregnings-kjemeborkrone og en samvirkende kjerneborsko-anordning egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse. Fig. 5 er et skjematisk riss av en første utføringsform av et kjerneboreappa-rat med en innerrør-sammenstilling på plass i en anordning egnet for samtidig kjerneboring og logging av borehullparametere og overføring av registrerte borehullparameterdata til jordoverflaten;

Fig. 6 er et skjematisk riss som viser overflateinstrumentering kombinert

med en mottaker og en datamaskin;

Fig. 7 er et skjematisk riss av en andre foretrukket utføringsform av et kjer-neboreapparat med en innerrør-sammenstilling på plass i en anordning egnet for samtidig kjerneboring og logging av borehullparametere og overføring av registrerte borehullparameterdata til jordoverflaten; Fig. 8 er et skjematisk riss av en tredje foretrukket utføringsform av et kjer-neboreapparat med en innerrør-sammenstilling på plass i en anordning egnet for samtidig kjerneboring og logging av borehullparametere og overføring av registrerte borehullparameterdata til jordoverflaten; og Fig. 9 er et skjematisk riss av den nedre ende av en foretrukket, instrumen-tert senterpluggsammenstilling ifølge oppfinnelsen.

En kjernehylse 10 ifølge foreliggende oppfinnelse er i fig. 1 vist opphengt i et borehull 12 fra vektrør 14 ved bunnen av en borestreng som strekker seg tii overflaten.

Kjernehylsen 10 omfatter en ytterhylse-sammenstilling 16 med en rørformet ytterhylse 18. Ved toppen av ytterhylsen 18 er det en gjenget koplingsmuffe 20 for befestigelse av kjernehylsen 10 til vektrørets 14 gjengede koplingstapp 22. En PDC-kjerneborkrone 24 av antivirvel eller annen stabilisert utforming som ovenfor beskrevet, er festet til bunnen av hylsen 18. PDC-kuttere 26 på kjemeborkronen 24 skjærer formasjonen når borestrengen roteres, og skjærer også en kjerne 28 fra formasjonen som bores, idet kjernen 28 strekker seg opp i halsåpningen 30 i kjemeborkronen 24 etter hvert som borkronen borer fremover i formasjonen. Om ønskelig kan kjemeborkronen 24 være av lavinntrengningstypen, som vist i US patent 4 981 183, som tilhører søkeren og som det herved henvises til. På hylsens 18 innside er en låsekopling 32, under hvilken det er et antall i aksialretningen, med innbyrdes avstand anordnede grupper av lagerribber 34 som strekker seg omkretsmessig rundt hylsens 18 indre. Innvendig i kjemeborkronen 24 finnes en rotasjons-lagersammenstilling 36 for borkroneenden. Fluidkanaler 38 strekker seg fra borkronens indre til dens endeflate.

En innerrør-sammenstilling 40 er vist anordnet i kjernehylsen 10 slik den vil være under kjerneboringsoperasjon. Innerrør-sammenstillingen 40 omfatter ved sin nedre ende et innerrør 42 som er opptatt i rotasjons-lagersammenstillingen 36. Innerrøret 42 strekker seg opp i ytterhylsen 18 gjennom gruppen av lagerribber 34, hvilket gir støtte mot nedsenking og bøyning av innerrøret 42. Ved toppen av innerrøret 42 finnes innerrør-lagersammenstillingen 44 som tillater de øvre og nedre partier av innerhylse-sammenstillingen 40 å rotere i forhold til hverandre, og som således, i kombinasjon med lagersammenstillingen 36 for borkroneenden, tillater ytterhylse-sammenstillingen 16 å rotere mens innerrør-sammenstillingen 40 forblir stasjonær. Over lagersammenstillingen 44 står en låsesammenstilling 46 i løsbart inngrep med låsekoplingen 32 på innsiden av ytterhylsen 18. Ved toppen av innerhylse-sammenstillingen 40 er det anordnet en hakekopling 50 for selektivt inngrep med og frigjøring av innerhylse-sammenstillingen 40 ved hjelp av en kabelbåret fiskemuffe.

I fig. 2 er de deler som tidligere er tallsatt i forbindelse med fig. 1, gitt de samme henvisningstall.

Som vist i fig. 2 omfatter lagersammenstillingen 36 et ytterhus 60, lageret

62, og et innerhus 64 som fritt roterer i forhold til ytterhuset 60 på grunn av lageret 62. Ribber 66 med avfasede skuldre 68 ved sine nedre ender strekker seg radialt innad fra innerhuset 64, idet ribbene 66 og skuldrene 68 sideveis og aksialt støtter innerrør-sammenstillingens 40 nedre ende. Avstanden mellom ribbene 66 tillater borefluid å strømme inn i kjemeborkronens 24 halsåpning 30 og rundt kjernen 28 under kjerneboring. Dersom denne strømning ikke er ønskelig, kan en lavinntrengnings-kjerneborkrone av samvirkende skokonstruksjon av den type som er vist i ovennevnte '183 patent og vist i søknadens fig. 4 anvendes for å minimere bore-fluidkontakt med kjernen. Ved innerrørets 42 nedre ende kan enten en kjernefanger 70 av kiletype som vist til venstre på tegningen eller en kjernefanger 72 av kurvtype som vist til høyre på tegningen (begge er tidligere kjent) anvendes. PDC-kuttere 26 er utelatt fra fig. 2, men som vist i fig. 1 er de anordnet på kjemeborkronen 24 for å utskjære en kjerne som er dimensjonert til å bevege seg oppad i kjerneborkronens 24 halsåpning 30 og inn i boringen 74 i innerrøret 42.

Når det er ønskelig å kjernebore med apparatet ifølge foreliggende oppfinnelse, blir innerrør-sammenstillingen 40 innkjørt i borestrengen på en kabel og låst i ytterhylse-sammenstillingen 16. Borefluid blir så sirkulert ned gjennom borestrengen og inn i ringrommet 100 mellom innerrør-sammenstillingen 40 og ytterhylse-sammenstillingen 16, der den kommer ut fra kjerne-borkronens 24 endeflate gjennom konvensjonelle fluidkanaler og dyser (ikke vist) for å rense og avkjøle kutterne og rense borkroneflaten når strengen roteres og formasjonen og kjernen kuttes. Når den maksimale kjernelengde er nådd, blir innerrør-sammenstillingen trukket ut fra borehullet via en kabel med en fiskemuffe ved sin ende for inngrep med koplingsdelen 50, og en annen innerrør-sammenstilling innført i borestrengen dersom ytterligere kjerneboring er ønskelig.

Temperaturmåling er særlig ønskelig og nyttig dersom en gel-kjerneboringsoperasjon utføres, med ikke-inntrengende gel for innkapsling av kjerneprø-ven som for-piasseres i innerrøret 42 før innkjøring i borestrengen. Slike gelers temperaturfølsomme beskaffenhet samt deres evne til å øke viskositet og også i vesentlig grad stivne over et forholdsvis smalt temperaturfallområde, gjør mulighe-ten til å måle kjemehylsedybdetemperatur til en meget ønskelig evne, som tillater formulering eller valg av gel som vil bli viskøst ved den ønskede dybde og ikke for tidlig. En mer fullstendig forklaring på formuleringen og bruken av ikke-inntrengende geler for kjerneprøveinnkapsling, finnes i den samtidige US patent nr. 5 360 074 som det henvises til.

I fig. 3 er det vist eksempler på antivirvel-kjerne-borkrone 24, sett ned gjennom borkrone-endeflaten 200, når den er orientert i borehullet. Plassering av PDC-kuttere 26 er skjematisk vist på borkroneflaten 200, idet visse kuttere 26 strekker seg radielt innad fra innerdiameteren 202 som avgrenser kanalmunning-en 30 i kjeme-borkronen 24, hvorved det kan utskjæres en kjerne med mindre diameter enn munningens 30 diameter. Kanaler 204 er anordnet rundt innerdiameteren 202 for å tillate strømning av borefluid, om ønskelig, forbi kjernens utside. Andre fluidkanaler 220 strekker seg gjennom borkroneflaten 200. Selv om antivirvelborkroner er velkjent i faget, skal det bemerkes at bladene 206 og 208 til kjeme-borkronen 24 er uten kuttere ved ytterdiameteren 210, og at diameterputer 212 og 214 på bladene 206 og 208 brukes som lagerflater for kjerne-borkronen 24 mot borehullveggen. Valgt størrelse, plassering og orientering av kutterne 26 på borkroneflaten 200 fører til en kumulativt rettet side- eller tverrkraftvektor orientert i en retning vinkelrett på borkroneaksen og mellom bladene 206 og 208, som bringer diameterputene 212 og 214 til å gil hovedsakelig konstant mot borehullveggen og eliminere vibrasjon og tendens til borkronevirvling.

Fig. 4 viser et arrangement bestående av en lavinntrengnings-innerdia-meterkutter på en lavinntrengnings-kjerne-borkrone 248 med samvirkende kjerne-boresko 246 som vist i ovennevnte US patent 4 981 183. Kjeme-borkronen 248 kan ha forskjellige former, men har fortrinnsvis en parabolsk profil som generelt angitt ved 251. Alternativt kan andre profiler med fordel anvendes. Eksempelvis vil generelt plane sider som gir borkronen en generelt konisk form kunne anvendes. Kjerne-borkronens 248 hovedel 256 omfatter et antall kanaler 252 som danner fluidforbindelse mellom ringrommet 100 i kjernehylsen 10 og utløpsåpninger 240 i kjerne-borkronens 248 endeflate. Et antall kuttere 26, fortrinnsvis PDC-kuttere, er fortrinnsvis fordelt langs kjerne-borkronens 248 profil.

Hoveddelen 256 omfatter fortrinnsvis en nedre boring 257. Minst en inner-diameterkutter 226, og fortrinnsvis to eller tre slike kuttere 226 med innbyrdes avstand i omkretsretningen, strekker seg innenfor flaten som avgrenser kjerne-borkronens 248 nedre boring 257 for å skjære en innvendig diameter, dvs. ytterdiameteren til en kjerne 28. Hver enkelt diameterkutter 226 er fortrinnsvis utformet med et plant parti 264 ved denne diameterdimensjon som er mindre enn boringen 257. Kjerneskoens 246 leppe- eller styreseksjon 262 kan således strekke seg nedad til en slik posisjon at dens endespiss 266 befinner seg umiddelbart inntil kutternes 226 øvre kant 268 i det ringformede rom som dannes av kutterne 226 mellom de ulike diametre som dannes av de plane partier 264 og den nedre boring 257. Kjemeborkronen 248 omfatter en avsats 258 på sin innerflate over den nedre boring 257. En lagerflate 260 ligger an mot avsatsen 258 og danner derved en innsnevring, og ideelt i det vesentlige en fluidtetning, mellom den rote-rende borkrone og den stasjonære kjernehylse. Med det ovenfor beskrevne arrangement, blir kjernens utside nøyaktig utskåret og kjernen 28 trenger inn i kjerneboreskoen 246 umiddelbart etter å forlatt de plane kutterpartiers 264 øvre kanter. Den foretrukne profil 251 kombinert med orienteringen og plasseringen av kanalenes 252 utløp bort fra kjerneborkronens 248 innerdiameter, gir bedre spy-ling av formasjonskapp og virker samtidig til at kjernen blir mindre utsatt for borefluid, og bedrer således kjerneprøvens mekaniske så vel som kjemiske integritet. Det vil være klart for en vanlig fagmann på området, at arrangementet ifølge fig. 2 kan modifiseres til en lavinntrengningskonstruksjon ved å utforme kjernekronens 24 innerdiameter forskjellig og bruke en forlenget sko med et styreparti, begge som vist i fig. 4. Innerhuset 64 i borkroneendens rotasjonslagersammenstillinger 36 kan være utformet med kanaler som er plassert og orientert for å lede fluid til kanaler som leder fluid til borkroneflaten, istedenfor til halsåpningen eller innerdiameteren. Selvsagt vil kanalene 204 på innerdiameteren, som vist i fig. 3, sløyfes.

Fig. 5 viser en første foretrukket utføringsform 300a av et kjemeborings-apparat med mulighet til å innhente forskjellige data i forbindelse med ulike borehullparametere («borehulldata») under en kjerneboreoperasjon. Apparatet 300a omfatter en kjernehylse 302 med en kjerneborkrone 304 festet til sin nedre ende og en innerrør-sammenstilling 306 anordnet i kjernehylsens 302 langsgående boring 308 i flukt med kjemeborkronens boringshals 310. Som ovenfor nevnt og beskrevet, foretrekkes det at kjemeborkronen 304 omfatter en PDC-kjerne-borkrone, og helst en stabilisert kjerneborkrone. Kjerneboringsapparatet 300a er opphengt i et borehull fra et vektrør 312 ved hjelp av en typisk API-gjenget forbindelse 314.

Kjernehylsen 302 omfatter en låsekopling 320 på sin øvre innside, som innerrør-sammenstillingens låsesammenstilling 322 kan bringes i løsbart inngrep med for å opptrekke innerrør-sammenstillingen 306 via en hakekopling 324 eller annen konstruksjon så som en fiskehals innrettet til å gripes av en opptrekkings-mekanisme så som en fiskemuffe ved enden av en kabel. Hoveddelen av inner-rør-sammenstillingen 306 er roterbart opphengt fra det øvre, låste parti ved hjelp av en rotasjonslagersammenstilling 330 av kjent type. Om ønskelig kan en borkroneende-lagersammenstilling (ikke vist) som ovenfor beskrevet også anvendes for å stabilisere den nedre ende av innerrør-sammenstillingen 306. Lagersammenstillingen 330 og den eventuelle borkroneende-lagersammenstilling tillater rotasjon av kjernehylsen 302 om innerrør-sammenstillingen 306 under lagersammenstillingen 330 for å utskjære en kjerne av formasjonsmateriale uten at den utsettes for rotasjonsfremkalt spenning, en velkjent teknikk innen faget.

Kjerneboringsrøret 332 med åpen munning 333 ved sin nedre ende, er plassert for å oppta en formasjonskjerne gjennom kjerneborkronehalsen 310.

Bare som eksempel kan apparatet 300a omfatte instrumentering 336 for bestemmelse av borehullposisjon og -orientering (asimut, helling, etc), idet føl-gende generelt betegnet som «retningsinstrumentering», samt instrumentering 338 for innhenting av data i tilknytning til formasjonskarakteristika, så som (bare som eksempel) borehulltemperatur, borehulltrykk, formasjonsresistivitet, forma-sjonsgammautstråling, formasjonsnukleær magnetisk resonans, densitet og porø-sitet, i det følgende betegnet som «formasjonsevalueringsinstrumentering». Ovennevnte instrumentering er i det miste i noen grad utstyrt med behandlingsmu-lighet samt elektronisk maskinlesbart minne, begge betegnet med 340, for lagring av innhentede data, og står i forbindelse med dataoverføringsanordning 342 for overføring av sann-tid-data til jordoverflaten.

Fagmenn på området vil innse at retningsinstrumenteringen, i tillegg til å benyttes til å følge borehullretningen, kan (og ønskes) benyttes til å utvikle og opprettholde en registrering av kjernens orientering etter hvert som den utskjæres, for derved å korrelere kjernedataene med borehulldataene som innhentes fra formasjonen som omgir kjemeboringsapparatet 300d og hvorfra kjerneprøven utskjæres.

I apparatet 300a er en formasjonsevalueringsinstrumentering 338 opptatt i veggen til kjernehylsen 302, og kan omfatte en rekke trykkhus anordnet omkretsmessig rundt hylsen 302, eller et kontinuerlig, toroidformet trykkhus. Som vist ved pilene rettet innad og utad fra instrumenteringen 338, vil et slikt arrangement gjøre det lettere samtidig å ta formasjonsevalueringsdata fra den omgivende formasjon og fra en kjerne 350 når den kommer inn i kjernerørets 332 munning 333 og beveger seg relativt oppad i dette (på grunn av kjerneboringssammenstil-lingens forover- eller bakover-bevegelse). Hvilken som helst eller alle av de ovennevnte typer av formasjonsevalueringsinstrumentering kan benyttes, idet det skal forstås at gammautstråling, porøsitet, densitet, reststivitet, nukleær magnetisk resonans og lydlogger antas å være særlig egnet for utførelse i forbindelse med kjernens 350 karakteristika. Kjernehylsen 302 og dens vegg og utside kan være tilsvarende utformet for «transparens» til de relevante innkommende og (i noen tilfeller) utgående felt, bølger, subatomære partikler og andre signaler som anvendes ved utførelse av slike logger. Det skal forstås at de forskjellige plasseringer som er vist og beskrevet for følere for måling av forskjellige borehullparametere, kan varieres avhengig av den logiske plassering for at hver best kan oppnå data, og således vil sammenstillinger variere tilsvarende.

Som tidligere nevnt er det også meget ønskelig, og de fleste ville si avgjø-rende, å sikre kjernens orientering (asimut, vinkel i forhold til vertikalretningen), både i absolutt betydning og dessuten for korrelasjon med den omgivende formasjon som logges. I apparatet 300a, er det plassert prosessorer) og elektronisk minne 340a samt en krafttilførsel 346 i kjernehylsen 302, og en trådløs telemetri-sender 354 brukes for å overføre data til mottakeren 356 som befinner seg i innerrør-sammenstillingen 306 for videresending til overflaten via dataoverførings-eller telemetrianordningen 342, som kan omfatte en slampulser eller hvilken som helst av de ovennevnte systemtyper. Videre opptar innerrør-sammenstillingen 306 en annen krafttilførsel 346 for drift ikke bare av dataoverføringsanordningen 342, men også av ytterligere prosessorer og minne 340b og retningsinstrumentering 336. Således kan både formasjons- og retningsdata sendes til overflaten i sann tid, og den ene eller annen eller, om ønskelig begge, kan lagres i minnet 340b for periodisk opptrekking med innerrør-sammenstillingen 306 for nedlasting ved overflaten. Det er også påtenkt at plasseringen av formasjonsevalueringsinstrumenteringen 338 umiddelbart nær kjemeborkronen 304 gir en ekstremt gunstig plassering for boreparameterinstrumentering 360 for å overvåke slike karakteristika som dreiemoment, rotasjonshastighet, tyngde på borkronen, vibrasjon og trykk, samt retningsparametere som ovenfor nevnt, idet sistnevnte er gunstig for total sporing av borehullbanen og for å påpeke plasseringen og orienteringen av potensielle soner eller lag av interesse. Som vist kan retningsinstrumenteringen 336 eventuelt opptas i kjernehylsen 302 istedenfor å bæres av den indre rørsammenstilling 306.

Fig. 7 viser en andre foretrukket utføringsform 300b av et kjerneborings-apparat ifølge foreliggende oppfinnelse, der trekk og komponenter som tidligere er beskrevet vil bli betegnet med samme henvisningstall, og de eneste forskjeller mellom apparatet 300b og 300a, vil bli nærmere forklart. Som vist omfatter apparatet 300b en instrumenteringsrørdel 370 over kjernehylsen 302, som utgjør en eller flere av retningsinstrumenteringen 336, formasjonsevalueringsinstrumenteringen 338, og boreparameterinstrumenteringen 360. Rørdelen 370 kan omfatte et modifisert reservoarnavigeringsverktøy, eller RNT, som leveres av 1NTEQ opera-ting unit of Baker Hughes, dvs. søkeren. Rørdelen 370 omfatter en krafttilførsel

346 samt databehandlings- og minneelektronikk 340a. Data fra rørdelen 370 over-føres via en kortrekkende sender/mottakerkombinasjon 354 og 356 til dataoverfø-ringssammenstillingen 342 i innerrør-sammenstillingen 306, som også inneholder en krafttilførsel 346 og fortrinnsvis i det minste et minne 340b, dersom behand-lingsevne forøvrig ikke er nødvendig i opptrekki ngssammensti I li ngen. Videre, og som vist, kan retningsinstrumenteringen 336 være opptatt i innerrør-sammenstillingen 306 istedenfor i rørdelen 370, og en ytterligere krafttilførsel 346 for drift av retningsinstrumenteringen 336. Kommunikasjonsledd 362, som strekker seg fra retningsinstrumenteringen 336 og minne 340b, kan omfatte et hardtrådledd som anvender en slepering-kopling for å passere lagersammenstillingen 330, eller om ønskelig, et trådløst, elektromagnetisk, kortrekkende ledd. En ytterligere mulighet er å anvende en telemetrisammenstilling 342 i rørdelen 370 og derfra overføre til overflaten data fra instrumenteringen i innerrør-sammenstillingen 306, som tråd-løst kortrekkende overføres til rørdelen 370 i et arrangement som er det omvendte av det som er vist.

Fig. 8 viser en tredje foretrukket utføringsform 300c av kjerneboirngsappa-ratet ifølge foreliggende oppfinnelse. Som i de tidligere figurer, vil trekk og elementer bli betegnet der det er mulig med henvisningstall som allerede er benyttet, og bare vesentlige forskjeller i apparatet ifølge fig. 9 vil bli nærmere beskrevet. Apparatet 300c anvender en telemetrirørdel 380 beliggende over kjernehylsen 302, idet rørdelen 380 fortrinnsvis opptar en akustisk eller elektromagnetisk telemetri- eller dataoverføringsanordning 342. Formasjonsevalueringsinstrumentering 338 og boreparameterinstrumentering 360 er opptatt i kjernehylsen 302 og, som i utføringsformen ifølge fig. 7, kan formasjonsevalueringsinstrumenteringen ha evne til å utføre en «innkikk»-logg av en kjerneprøve 350 mens den beveger seg inn i kjerneboringsrøret 332. Et hardtrådtelemetriledd 382 kan brukes til å overføre data fra den kjernehylsebårne instrumentering til telemetrirørdelen 380 via koplinger mellom hylsen 302 og rørdelen 380 som kjent innen faget, eller et kortrekkende trådløst arrangement kan benyttes. Likeledes kan retningsinstrumenteringen 336

(valgfritt opptatt i enten innerrør-sammenstillingen 306 eller kjernehylsen 302)

trådløst kortrekkende overføre til telemetirrørdelen 380, idet et slikt arrangement fortrinnsvis skjer til et hardtrådledd mellom innerør-sammenstllingen 306 og kjernehylsen 302 eller telemetrirørdelen 380.

Det skal forstås at senterpluggen for boring av full borehulldiameter kan erstatte innerrør-sammenstillingen 306 inntil det intervall som skal kjernebores er nådd. Videre kan en slik senterplugg innbefattende en dataoverføringsanordning, elektronisk minne og en kortrekkende mottaker anvendes for å overføre data til overflaten fra formasjonsevalueringsinstrumenteringen 338, boreparameterinstrumenteringen 360, eller også retningsinstrumenteringen 336 som er opptatt i kjernehylsen 302 som tidligere vist i utføringsformene ifølge fig. 5-8. Ved sann tid evaluering av formasjonskarakteristika under boring av borehullet, kan således et egnet sted for å påbegynne kjerneboring ved en potensiell sone eller lag av interesse, identifiseres bokstavelig talt øyeblikkelig og med forholdsvis høy presisjon sammenlignet med kjente teknikker. Ved et slikt punkt vil senterpluggen bli trukket opp og isteden en innerrør-sammenstilling 306 innført i kjernehylsen 302. På samme måte, og med passende formasjonsevalueringsinstrumentering på plass under kjerneboringsoperasjonen, kan en forholdsvis nøyaktig avslutning på intervallet eller sonen av interesse bestemmes. På et slikt punkt kan kjerneboringen stanses, den siste kjerne opptrekkes og en senterplugg gjeninnføres i kjernehylsen for å bore fremover uten kjerneboring. På denne måte kan et antall soner av interesse lokaliseres og bores under kjerneboring, mens intervallene mellom sonene av interesse bare logges og bores uten at det blir tatt kjernerSom vist i fig. 9 kan det være ønskelig å utforme kjemeboringsapparatet ifølge oppfinnelsen i en utføringsform 400, her vist med en senterplugg 402 på plass, slik at formasjonsevalueringsinstrumentering 338 er anordnet i den egent-lige halsen 310 til selve kjemeborkronen 304 umiddelbart inntil pluggens 402 fremre flate 404 der kuttere 406 er anbrakt. Slik følernærhet til formasjonen foran kjerneboringsapparatet kan kreve en omforming av de innvendige fluidkanaler 408 i kjemeborkronen 304 som vist, ettersom det kanskje ikke lenger vil være mulig å føre slike kanaler gjennom enden av senterpluggen. Kanalene 408 vil være opera-tive bare med en senterplugg 402 som er blokkert ved passende utforming av en innerrør-sammenstilling for å unngå forurensning av kjernen. Selvsagt kan, som tidligere nevnt, retnings- og/eller boreparameterinstrumentering også innbefattes i en senterplugg så som 402.

Selv om kortrekkende og langtrekkende telemetrisystemer er blitt beskrevet ovenfor i form av en enkelt sender og mottaker, for enkelhets skyld, vil det lett forstås at to-veis-overføring kan være ønskelig i mange tilfeller, f.eks. for å aktivere eller deaktivere instrumentering, for å endre instrumentering til en annen opera-sjonsmodus, eller for å forespørre instrumentering i kalibrerings- eller testeøye-med.

Selv om all den ovenfor beskrevne instrumentering har vært anordnet i borehullet som en del av kjerneboringsapparatet ifølge oppfinnelsen, vil det også forstås og verdsettes av fagmenn på området, at overflateinstrumentering på eller under riggdekker kan anvendes for å overvåke boringsrelaterte parametere som kan korreleres og benyttes i kombinasjon med data som er innhentet fra nedihulls-instrumenteringen. Overflateinstrumenteringen 500 som vist i fig. 6, kan således anvendes i kombinasjon med en datamaskin 502 og med data som mot-tas fra nede i borehullet gjennom en mottaker 504 for å fremskaffe data til opera-tøren via skjermvisningen 506, som kan oppfatte digital eller grafisk skjermvisning i transient form (så som på en videoskjerm) eller permanent form (papir, film, elektronisk minne innbefattende magnetisk eller optisk, etc.) og om ønskelig over-føres videre via ledninger på land, radiotelemetri eller satelittledd eller annet sted for videre evaluering.

Da kabler, fiskemuffer, hakekoplinger, låsekoplinger og låsesammen-stillinger, kjernefangere, lagersammenstillinger og andre kjemehylsekomponenter av et bredt utvalg av konstruksjoner er velkjent innen faget, er disse elementer ikke nærmere beskrevet. Likeledes kan forskjellige omløpsventilsammenstillinger av forskjellige konstruksjoner benyttes med kjemehylser ifølge oppfinnelsen for vekselvis å lede borefluidstrøm gjennom eller rundt innerrør-sammenstillinger og for å tillate fortrengning av fluid ved hjelp av kjernen, men slike anordninger er også fullstendig konvensjonelle, velkjente for fagmenn på området, og vil således ikke bli vist eller beskrevet. Endelig, ettersom de forskjellige typer av retning-, bore- og formasjonsparameterinstrumentering som her omtalt er tidligere kjent, i likhet med tilhørende dataoverførings- og annen elektronikk (prosessorer, minne, krafttilførsler, etc.) er det ikke nødvendig med noen nærmere beskrivelse av slike.

Claims (21)

1. Undergrunnsformasjon-boreapparat med en rørhylse (302) som innbefatter en konstruksjon ved sin øvre ende for tilkopling til en borestreng, og som avgrenser en langsgående boring (308), samt en kjerneborkrone (304) som er anordnet ved rørhylsens (302) nedre ende, formasjonsevalueringsinstrumentering (336, 338) som kan påvirkes til å innhente data tilknyttet minst én formasjonskarakteris-tisk parameter samtidig med utskjæring av en kjerne fra en formasjon, karakterisert ved at formasjonsevalueringsinstrumenteringen(336,

338) er i det minste delvis anordnet i rørveggen til rørhylsen (302).

2. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved at minst en del av formasjonsevalueringsinstrumenteringen (336, 338) er beliggende nær inntil kjemeborkronen (304).

3. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved at formasjonsevalueringsinstrumenteringen (336, 338) er innrettet til og posisjonert for å innhente data tilknyttet minst én formasjonskarakteriserende parameter fra et kjernesegment beliggende i den langsgående boring (308) ved siden av instrumenteringen (336, 338).

4. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved en opptrekkbar innerrør-sammenstilling (306) som er utformet for plassering i hylseboringen og innbefatter et nedre parti som er utformet for å oppta en kjerne som er utskåret av kjemeborkronen (304).

5. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 4, karakterisert ved en sender (342,344,354) for sending av data til et sted i avstand fra formasjonsevalueringsinstrumenteringen (336, 338).

6. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 5, karakterisert ved at senderen (342, 344, 354) er beliggende over det nedre parti av innerrør-sammenstillingen (306).

7. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 6, karakterisert ved at senderen (342, 344, 354) er en del av innerrør-sammenstillingen (306).

8. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 5, karakterisert ved at senderen (342, 344, 354) er en slampulser, en akustisk sender, og/eller en elektromagnetisk sender.

9. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved retningsinstrumentering (336) som kan påvirkes til å innhente data i tilknytning til posisjon og orientering av apparatet.

10. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 4 og 9, karakterisert ved at retningsinstrumenteringen og det nedre parti av innerrør-sammenstillingen (306) er samvirkende utformet for å frembringe oriente-ringsdata for den mottatte kjerne.

11. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved et maskinlesbart minne (340) for lagring av borehulldata i apparatet.

12. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 5, karakterisert ved en undergrunnmottaker (356) plassert over hylsen for å motta data som overføres av senderen, og en andre sender som er tilknyttet mottakeren for videreoverføring av data til jordoverflaten.

13. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 1, karakterisert ved instrumentering (500) ved jordoverflaten for innhenting av boredata, en sender nær hylsen for sending av data fra formasjonsevalueirngsinstrumente-ringen til jordoverflaten, en mottaker ved jordoverflaten for mottak av data fra senderen, og en datamaskin for behandling av de mottatte data og data fra overflateinstrumenteringen.

14. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 5, karakterisert ved at senderen er beliggende over rørhylsen (302).

15. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved boreparameterinstrumentering som kan påvirkes til å innhente informasjonsdata tilknyttet dreiemoment, omdreiningshastighet, vekt på borkrone, vibrasjon og/eller trykk.

16. Undergrunnsformasjon-boreapparat ifølge krav 13, karakterisert ved retningsinstrumentering som er beliggende nær inntil rørhylsen (302) og som kan påvirkes til å innhente data i tilknytning til rørhylsen (302) og som kan påvirkes til å innhente data i tilknytning posisjon og orientering av apparatet for sending til jordoverflaten ved hjelp av senderen.

17. Fremgangsmåte for boring av en undergrunnsformasjon, karakterisert ved: boring av et første borehullintervall i undergrunnsformasjonen med en borestreng som innbefatter en rørhylse (302) utstyrt med formasjonsevalueringsinstrumentering (336, 338) som i det minste delvis er anordnet i rørveggen til rør-hylsen (302) og som kan påvirkes til å innhente data tilknyttet minst én forma-sjonskarakteristisk parameter samtidig med utskjæring av en kjerne fra en formasjon; og, uten å fjerne borkronen fra borehullet, kjerneboring av et andre borehullintervall som strekker seg fra et endepunkt i det første borehullintervall samtidig med innhenting av borehulldata.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, karakterisert ved at innhenting av borehulldata omfatter innhenting av formasjonskarakteristiske parameterdata.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at den ytterligere omfatter: boring av det første borehullintervall i undergrunnsformasjonen samtidig med utskjæring av en formasjonskjerneprøve langs en lengdeakse av det borete borehullintervall fra en fremre ende av dette; og samtidig med nevnte boring og utskjæring, avføling av minst én borehull-formasjonskarakteristisk parameter fra et sted nær inntil et sted der kjerneprøven skilles fra formasjonen.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved samtidig med nevnte boring og utskjæring, avføling av minst én boreparameter fra et sted nær inntil et sted der kjerneprøven skilles fra formasjonen.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved samtidig med nevnte boring og utskjæring, avføling av minst én retningsparameter fra et sted nær inntil et sted der kjerneprøven skilles fra formasjonen.