NO324764B1 - Akustisk system for maling under boring, med anvendelse av flere segmenterte sendere og mottakere - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot apparater og fremgangsmåter for frembringelse av akustiske målinger eller «logger» av grunnformasjoner som gjennomskjæres av et borehull. Mer spesielt er oppfinnelsen rettet mot å oppnå de akustiske målinger mens borehullet blir boret. I tillegg omfatter apparatet nede i borehullet et antall segmenterte sendere og mottakere som gjør det mulig å fokusere den utsendte akustiske energi retningsmessig ved en vinkel i området fra omkring 0 grader til omkring 180 grader i forhold til borehullsaksen.

WO 93/07514 angir et system og en fremgangsmåte for å utføre seismisk prospektering og overvåkning under boring av en brønn. Systemet genererer energi, så som akustiske vibrasjoner og elektromagnetisk energi, nede i hullet og sender den inn i de omgivende formasjoner. Energien kan tilveiebringes og/eller overføres av selv boreoperasjonen, eller den genereres av et separat apparat som kjøres ned i eller befinner seg nede i hullet. Sensorer anordnet nede i hullet kan plukke opp energi etter at den har passert gjennom formasjonene rundt brønnbor-ingen. Aksialt adskilte detektorer anvendes for å bestemme avstander til reflekterende grensesjikt i formasjonen.

Akustiske målinger er blitt brukt ved kabellogging av borehull i de fire siste ti-år. De første akustiske kabelinstrumentene eller «sondene» var enkle sender-og mottaker-innretninger som ble brukt til å måle hastigheten av den første an-komstkomponent av en akustisk bølgepuls sendt gjennom den gjennomskåme formasjon. Denne komponenten var vanligvis kompresjons- eller «p»-bølgekom-ponenten. Hastighetsmålingen, eller mer nøyaktig forplantningstiden til bølgekom-ponenten fra senderen til mottakeren, ble brukt til å beregne formasjonsporøsitet i forbindelse med evaluering av formasjoner. I tillegg ble tidlige akustiske logger brukt ved omforming av seismiske data, opprinnelig målt i tidsdomene, til dybde-domene for derved å gi tverrsnittsfremvisninger av geologiske strukturer brukt i in-dustrien som et hjelpemiddel til lete- og produksjons-boring.

I de sene 1960-årene og tidlige 1970-årene ble akustiske kabelanordninger mer sammensatt og ga også ytterligere informasjon. På området formasjonsevaluering ble flere sendere og mottakere innført for å redusere borehullets ugunstige virkninger på de akustiske målinger i formasjonen. I de sene 1970-årene, etter hvert som overføringshastigheten for kabel-telemetrisystemer øket, ble den fullstendige bølgeformen til det mottatte signal, istedenfor bare den første ankomst-tiden, målt ved et antall mottakere anbrakt aksialt langs loggesondens primær-akse. De analoge signalene ble digitalisert nede i hullet og digitaliserte bølgefor-mer ble overført til overflaten for behandling. Behandling medførte uttrekking av forplantningstider for kompresjons- og skjær-komponentene, såvel som forskjellige rørbølge-komponenter. I tillegg ble amplitudene til de forskjellige bølgetog-komponenter bestemt. Ved formasjonsevaluering ble informasjonen om den fullstendige bølgeform brukt til å frembringe et mer nøyaktig og presist mål på formasjonens akustiske «porøsitet». I tillegg ble formasjonens mekaniske egenskaper bestemt ved å kombinere amplitudene til de forskjellige komponentene i den målte akustiske bølgeform. Denne informasjonen ble brukt til å optimalisere etterfølg-ende boreprogrammer innenfor området, for å hjelpe til ved utformingen av hydrauliske fraktureringsprogrammer for den borede brønn, og for sterkt å øke nøyak-tigheten og presisjonen av omformingen av områdets seismiske data fra tids- til dybde-domene.

I løpet av den samme tidsperiode begynte man å kjøre flere typer logge-sensorer i kombinasjon, og målingene fra de forskjellige typer sensorer ble kombinert for å oppnå informasjon for formasjonsevaluering som overskred summen av informasjonen oppnådd fra responsen til hver sensor. F.eks. ble termiske nøytron-porøsitetssensorer, spredte gammastrålingssensorer, og akustiske sensorer kjørt i kombinasjon. Hver sensor ga en indikasjon på formasjonsporøsitet. Ved å kombinere responsene til de tre typer sensorer, ble det oppnådd et mer presist og nøy-aktig mål på porøsitet. I tillegg ble informasjonen vedrørende formasjonens litologi oppnådd som ikke kunne oppnås fra responsene til noen av de enkelte sensorer.

Mange anstrengelser ved utforming av akustiske kabel-loggesonder ble og er i dag fremdeles, rettet mot å minske den akustiske energi som sendes direkte gjennom instrumenthuset nede i borehullet. Ankomsten av denne energikompo-nenten ved mottakeren eller mottakerne skjer vanligvis før ankomsten av energi hvis bane gjennomskjærer formasjonen og borehullet. Forplantningsbanen er mer direkte og derfor kortere. I tillegg er sondelegemet vanligvis metallisk og oppviser en hurtigere akustisk forplantningstid enn formasjonen og borehullet Siden de sist ankomster inneholder parametrisk informasjon av interesse, blir førstnevnte ansett å være interferens eller «støy». Denne direkte komponenten blir redusert og/eller forsinket ved å bruke et antall teknikker. Komponenten blir redusert ved akustisk å isolere sendere og mottakere fra sondelegemet så meget som mulig. Ankomsten av denne komponenten blir forsinket, fortrinnsvis til etter ankomsten av komponenter fra formasjonen og borehullet, ved å øke den effektive forplantningsvei ved å skjære et antall vekslende slisser inn i det metalliske sondelegemet mellom sender- og mottaker-grupper. Denne delen av sondelegemet blir vanligvis kalt iso-lasjonsdelseksjonen eller «isolatordelen». I tillegg er forskjellige matematiske teknikker blitt brukt ved behandling av fullstendige bølgeformdata for fjerne den direkte komponenten i den mottatte bølgeform.

I tillegg til støy generert ved den direkte overføring av akustisk energi gjennom kabel-sondelegemet, blir ytterligere akustisk støy generert når sonden blir transportert langs borehulls veggen. Denne støyen blir vanligvis kalt «veistøy». De ugunstige virkninger av veistøy blir minsket ved å bruke mekaniske og matematiske teknikker. Teknikkens stand beskriver bruk av mange typer mekaniske rulle-innretninger hvorved kabelsonden blir «rullet» istedenfor «slept» langs borehulls-veggen, for derved å redusere størrelsen av veistøyen. Siden veistøy i tillegg hovedsakelig er inkoherent, blir forskjellige matematiske metoder brukt ved behandling av fullstendige bølgeformsdata for i sterk grad å redusere virkningene av vei-støy. Den tidligere diskusjonen er blitt rettet mot målinger av kabeltypen hvor målingene vanligvis foretas etter at borehullet er blitt boret. Under visse boreoperasjo-ner blir kabellogger tatt med mellomrom under boreoperasjonen, men slik logging krever vanligvis at borestrengen blir fjernet fra borehullet før logging. Logging etter fullføring av boreoperasjonen avdekker ofte at målformasjonen eller formasjonene ikke er blitt truffet ved kanskje enten å bore for grunt eller for dypt.

I tillegg kan uventede soner, slik som formasjoner under høyt trykk eller saltsoner, påtreffes under boreoperasjonen og påvirke denne på ugunstig måte. Slike tilfeller kan være ganske kostbare og kan analyseres fullstendig med kabellogging bare etter at slike soner er påtruffet. Mellomliggende logging er likeledes kostbar ved at boreoperasjonen må opphøre under loggeoperasjonene. Videre tillater tidsintervallet mellom avslutningen av boring og kabellogging borefluidet å trenge inn i eller «invadere» formasjonen nær borehullet og derved eventuelt inn-føre feil i kabel-loggemålingene. De ugunstige virkninger av invasjonen medfører et spesielt alvorlig problem for kabellogger med forholdsvis grunne undersøkelses-dybder, slik som fleste nukleære logger. Mulig skade på borehullet kan inntreffe under logging, og kostbar borerigg-tid og loggeutstyr-tid er bortkastet under still-standsperioder for hver operasjon.

Mange av de ovenfor diskuterte problemer kan overvinnes ved å måle forskjellige formasjonsevaluerende og andre parametre under den virkelige boreoperasjon. Dette er særlig tilfelle med akustiske målinger siden de ikke bare representerer en nøkkelmåling for formasjonsevaluering, men også representerer en nøk-kelmåling for seismisk sammenkopling. Problemene i forbindelse med intermittent logging blir hovedsakelig eliminert. Behovet for kabellogging etter boringen kan også elimineres i noen tilfeller. Formasjonsevaluerende logger av typen måling under boring (MWD) kan indikere for boreren, i sann tid, når uregelmessigheter slik som et forkastningsplan eller formasjonslinser blir gjennomtrengt. Dette er særlig tilfelle hvis MWD-innretningen har en forholdsvis stor undersøkelsesdybde og hvis sensoren kan ta målinger foran borekronen. Slike målinger kan også indikere for boreren at høytrykksformasjoner eller saltsoner blir gjennomtrengt, noe som gir tid til forebyggende tiltak slik som justering av vekten og saliniteten til borefluidet før disse sonene i ugunstig grad påvirker boreoperasjonen. Målinger i sann tid av boredynamikk-data forsyner boreren med informasjonen vedrørende effektiviteten av boreoperasjonen. Videre kan informasjonen om borehullsretning kombinert med formasjonsevaluerende parametre i sann tid, forskjøvne kabel-log-gedata og eventuelle seismiske data være uhyre nyttige når det gjelder å hjelpe boreren til å nå den målsone som er av interesse. Akustisk MWD-måling oppfyller, eller bidrar vesentlig til, alle de ovennevnte kriterier, som diskutert i de følgende avsnitt av beskrivelsen.

De økonomiske, tekniske, driftsmessige og sikkerhetsmessige fordeler ved måling av geofysiske parametre samt boreparametre, under den virkelige boring av borehullet, ble innsett tidlig i 1950-årene. Kommersiell måling under boring (MWD) ble tilgjengelig sist i 1970-årene og tidlig i 1980-årene. Disse målingene innbefattet retningsinformasjon og et begrenset antall tjenester av den formasjonsevaluerende type. Ytterligere sensorer og tjenester er blitt tilføyd under den mellomliggende tidsperiode. I mange henseender kan kompleksiteten til sensorene sammenlignes med deres kabel-motparter til tross for det barske miljøet som erfa-res ved bruk av slike sensorer i boremiljøet. Det er mulig, i det minste i prinsippet, å benytte fremgangsmåter for kombinasjon av flere sensormålinger utviklet for kabelsonder, til å oppnå nye og forbedrede parametriske målinger under boring. Videre er det mulig, i prinsippet, å anvende ytterligere sensorer som reagerer på borerelaterte parametre samtidig med sensorer av den formasjonsevaluerende type. I praksis finnes det imidlertid flere alvorlige problemer som skal oppsumme-res i de følgende avsnitt.

Akustisk kabelteknologi har vært særlig vanskelig å tilpasse MWD-anvendelser. I tillegg til veistøy generert av boreanordningen som slepes mot veggen i borehullet, er der en ytterligere kilde for støy generert ved rotasjon av borekronen og borestrengen. Den slissede isolasjonsdel-teknikken som brukes til å isolere sendere og mottakere ved kabelanvendelser, kan videre ikke brukes i MWD-anvendelser fordi slike slisser mekanisk ville svekke den akustiske MWD-delanordningen til bristepunktet. I tillegg genererer den tidligere beskrevne akustiske kabel-helbølgemåling store mengder digitale data. Disse data overstiger telemetrihastig-hetene og lagringskapasitetene for nåværende MWD-systemer og eliminerer derved muligheten til behandling av akustiske helbølge-data på overflaten. Dette pro-blemet blir forsterket når andre typer sensorer, som i utviklingsgrad kan sammenlignes med tilsvarende kabelanvendelser, blir kjørt i kombinasjon med akustiske helbølge-anordninger. F.eks. er det ikke mulig å bruke nåværende MWD-telemetrikapasitet til samtidig å overføre et antall akustiske^ helbølge-former eller gamma-stråle-energispektret eller elektromagnetiske bølgedempnings- og fasedreinings-data eller en kombinasjon av disse, til overflaten for behandling for å bestemme parametre av interesse ved dybdeintervaller som er tilstrekkelige til å oppnå den nødvendige vertikale oppløsning av de gjennomborede formasjoner. Den samtid-ige overføring av sensorinformasjonen for administrasjonen av boringen, slik som retningsinformasjonen, vekt på borekronen og andre målinger av den ikke formasjonsevaluerende type, overbelaster ytterligere nåværende MWD-telemetrioverfør-ingshastigheter som er av størrelsesorden 2-60 biter pr. sek. Videre er det ikke mulig å lagre store mengder rådata fra sensorer nede i borehullet for etterfølgende opphenting og behandling, på grunn av den forholdsvis begrensede lagringskapasiteten til nåværende MWD-systemer. Akustiske og andre MWD-anordninger for å foreta parametriske bestemmelser av den formasjonsevaluerende type sammen-lignet med nåværende kabelmålinger, krever beregning av de ønskede parametre nede i hullet, og overføring av de beregnede parametre av interesse til overflaten. Ved å bruke beregningsanordninger og metoder nede i borehullet, blir overførings-kravene redusert med flere størrelsesordener ved at bare «svar» blir telemetrert istedenfor rådata. Denne typen nedhullsberegning kan også anvendes på andre typer målinger av ikke formasjonsevaluerende type, slik som signaler som indikerer driftskarakteristikker ved utstyret nede i borehullet, samt målinger som indikerer boreretning og effektivitet.

Foreliggende beskrivelse er rettet mot et akustisk helbølge MWD-system som anvender nedhulls-behandling for å redusere de store mengder med målte data eller «rådata» til parametre av interesse, eller «svar» som kan telemetreres til overflaten ved bruk av nåværende MWD-telemetrikapasitet. Lagringskapasiteten til nåværende MWD-systemer er likeledes i stand til å lagre parametre av interesse for etterfølgende opphenting til overflaten.

Nedhullsdelen av det akustiske systemet omfatter et antall sendersett adskilt aksialt langs en hovedsakelig rørformet nedhulis delanordning. Hvert sendersett omfatter videre et antall segmenterte sendere adskilt asimutalt rundt den ytre diameter av delanordningen nede i hullet. Et antall mottakere er adskilt aksialt langs den ytre diameter av nedhulls-delanordningen og er adskilt av et isolerende parti av delanordningen slik at den direkte overføring av akustisk energi gjennom delanordningen blir dempet. En eller flere av de aksialt adskilte mottakere kan også omfatte en gruppe med mottakerelementer adskilt asimutalt omkring den ytre diameter av delanordningen. Nedhulls-delanordningen omfatter også beregningsanordninger, datalagringsanordninger, telemetrielementer, kraftforsyninger og styrekretser såvel som andre typer sensorer. Den akustiske del av nedhulls-delanordningen som omfatter de akustiske sender- og mottakergrupper vil heret-ter bli referert til som den akustiske delanordning. Borefluid blir pumpet fra overflaten nedover gjennom borestrengen, gjennom den akustiske delanordning og eventuelle andre delanordninger som kjøres i kombinasjon, gjennom borekronen og tilbakeføres til overflaten gjennom borestreng/borehull-ringrommet. Funksjon-ene og sirkulasjonen til borefluidet eller «slammet» er velkjent på området. Utformingen av isolatordelen av delanordningen er slik at begrensninger i strømmen av boreslam er minimal.

Det fysiske arrangement og utløsningssekvensene til de segmenterte sendere er slik at akustisk energi kan rettes eller fokuseres inn i formasjonen i en forutbestemt asimut- og aksial-retning. Dette trekk ved oppfinnelsen muliggjør måling av akustiske parametre i valgte områder i nærheten av nedhullsanordningen. Områder som skal undersøkes, kan velges i sann tid ved hjelp av kommandoer fra overflaten, eller alternativt, kan være valgt ut på forhånd. F.eks. tillater segmenter-ingen av sendere målinger foran borekronen, for derved å forsyne boreren med kritisk informasjon vedrørende formasjoner og strukturer som ennå ikke er blitt gjennomtrengt av borekronen. Dette hjelper boreren til å justere boreprogrammet,

i sann tid, for å oppfylle de forutbestemte formål og unngå problemer, som diskutert kort i et tidligere avsnitt. Som et annet eksempel tillater den omkretsmessige atskillelse av senderne fokusering av utsendt akustisk energi asimutalt for å bestemme retningen til nærliggende sedimentære laggrenser i horisontale eller sterkt avvikende brønner, for derved å hjelpe boreren til å holde borekronen innenfor den formasjon som er av interesse. Dette kalles «geostyring». På grunn av den forholdsvis dype undersøkelsesdybden til akustiske målinger, kan disse målingene brukes som referansedata for andre sensortyper med forholdsvis grunne under-søkelsesdybder, slik som nukleære sensorer, kjørt i kombinasjon. F.eks. kan akustiske målinger indikere at laggrensen for en spesiell formasjonstype ligger i en gitt avstand foran borekronen. Denne referanseinformasjon kan brukes til å optimalisere responsbarometrene til sensorene med grunnere undersøkelsesdybde. Spesielt kan databehandlingsalgoritmer for grunne undersøkelsessensorer juste-res og tilpasses for å gi optimale responser for den spesielle formasjonstype som avfølges ved hjelp av den akustiske måling med dypere undersøkelsesdybde og som deretter vil bli gjennomtrengt og avfulgt av de grunne undersøkelses-sensorene.

Fordi et antall av aksialt og asimutalt adskilte segmenterte sendere og et antall aksialt adskilte mottakere blir anvendt, er der flere baner inne i det tredimensjonale rom i nærheten av anordningen som mottatt akustisk energi kan gjennom-trenge. Noen av mottakerne kan også være segmentert for derved ytterligere å definere forplantningsbanene. Disse forplantningsbanene eller «strålebanene» er noe analoge med data generert ved hjelp av tredimensjonale seismiske sender/mottaker-kildegrupper på overflaten, eller enda mer analoge med data generert ved hjelp av seismiske anordninger i borehull hvor kilden blir anbrakt ved forskjellige posisjoner på jorden og mottakerne blir posisjonert ved forskjellige dybder inne i ett eller flere borehull. Som ved seismologi genererer det akustiske MWD-helbølgesystemet som skal beskrives detaljert her, store mengder rådata på grunn av flere strålebaner og også på grunn av det faktum at helbølge-tog blir målt ved hver mottaker. Seismiske tolkningsteknikker som er tilgjengelige på området, er egnet for strålebane-analyse og tolkning av MWD-data. Behandlingen må imidlertid utføres nede i borehullet siden volumet av rådata overstiger eksisterende kapa-sitet for MWD-telemetrering og -lagring. Som nevnt omfatter foreliggende oppfinnelse en nedhulls datamaskin som reduserer rådataene til parametre av interesse, hvis volum ikke overstiger nåværende MWD-lagrings- og telemetrikapasitet. Selv om nedhulls behandling er tilveiebrakt, må parametre av interesse velges med omhu. F.eks. finnes det tilstrekkelig rådata og tilstrekkelig regnekraft til å generere et tredimensjonalt kart i nærheten av borekronen over alle geologiske strukturer som oppviser en akustisk impedans. Det bør huskes at akustiske borehullsanord-ninger samt seismiske operasjoner reagerer på endringer i akustisk impedans, hvor akustisk impedans for et materiale er definert som produktet av materialets densitet og hastigheten for akustisk energi inne i materialet. Det ville ikke være mulig å telemetrere eller lagre en tredimensjonal tabell av koordinater med høy oppløsning over impedansgrense-flater på grunn av begrensninger i nåværende MWD-systemers overførings- og lagrings-kapasiteter. Det er imidlertid mulig å overføre eller lagre en viss informasjon vedrørende de detekterte grenseflater, slik som avstanden til den nærmeste grenseflate, grovkoordinater for grenseflatene, o.l.

De parametre som er av interesse og som kan tilveiebringes ved hjelp av det beskrevne akustiske MWD-helbølgesystem, innbefatter informasjonsevaluer-ende parametre slik som porøsitet. Ytterligere parametre av interesse innbefatter Poisson's forhold, elastisitetsmoduler og andre mekaniske egenskaper ved formasjonen. I tillegg kan integrerte forplantningstider over store vertikale intervaller måles. Disse parametre av interesse har mange anvendelser som innbefatter de-taljerte formasjonsevalueringer ved å kombinere akustiske målinger med andre typer formasjonsevaluerende sensormålinger, poretrykk-prediksjon, forutsigelser om reservoarytelse, inngangsdata for utformingen av hydrauliske frakturerings-operasjoner, inngangsinformasjon for valg av den optimale type borekrone, geostyring og sandkontroll. Parametre av interesse kan også velges for mer effektivt å omforme tilstøtende seismiske overflatemålinger fra tidsdomene til det ønskede dybdedomene.

For at det skal forstås hvordan de ovennevnte trekk, fordeler og formål med foreliggende oppfinnelse blir oppnådd i detalj, vises det til den etterfølgende mer spesielle beskrivelse av oppfinnelsen, som kort er oppsummert ovenfor, under henvisning til de utførelsesformer som er illustrert på de vedføyde tegninger.

Oet skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare illustrerer typ-iske utførelsesformer av oppfinnelsen og derfor ikke skal anses som begrensende for dennes ramme, idet oppfinnelsen kan innta andre like effektive utførelses-former.

Det vises til de vedføyde tegninger, hvor

Fig. 1 illustrerer en oversikt over en borerigg som anvender apparatet ifølge oppfinnelsen; Fig. 2 representerer et funksjonelt blokkskjema over hoveddelene nede i borehullet ifølge oppfinnelsen; Fig. 3 illustrerer en detaljert skisse av sender- og mottaker-gruppene i den akustiske delanordning; Fig. 4a og 4b illustrerer en detaljert og oversikt over elementene i en sendergruppe og de retningsmessige utsendelsestrekk ved gruppen; Fig. 5a og 5b illustrerer et tverrsnitt gjennom et senderelement og de aksiale avstander mellom senderelementene omkring den ytre diameter av den akustiske delanordning; Fig. 6 skisserer formasjonsstrålebaner for komponentene i det målte akustiske helbølgesignalet; Fig. 7a-7e viser den analoge form av de utsendte akustiske pulser, de mottatte akustiske bølgeformer, og de forskjellige komponenter i de mottatte bølge-former; og Fig. 8 illustrerer en anvendelse av oppfinnelsen hvor grensene for geologiske grenseflater er bestemt under en horisontal boreoperasjon.

Det vises først til fig. 1 som skisserer oppfinnelsen i forbindelse med en MWD-operasjon. Delanordningen 20 nede i borehullet som omfatter de akustiske sender- og mottaker-gruppene, er opphengt inne i borehullet 14 ved hjelp av borestrengen 16.1 den foretrukne utførelsesform er delanordningen 20 nede i borehullet anbrakt så nær borekronen 12 som praktisk mulig. Borestrengen blir rotert ved hjelp av en kelly antydet ved visningstall 26, for derved å utforme borehullet 20 som gjennomtrenger grunnformasjonen 18. Kraftkilden for å drive kellyen så vel som mange andre komponenter i boreriggen på overflaten, er ikke vist forklart å fremheve nøkkelelementene ifølge oppfinnelsen. Data blir telemetrert fra nedhulls-delanordningen til et telemetrielement 30 på overflaten. Telemetrisystemet kan omfatte en eller flere typer av borefluid- eller «slam»-pulssystemer som er velkjent på området. Den oppadgående dataoverføringsbane er antydet med den brutte linje 27. Data fra nedhulls-delanordningen 20 blir mottatt i telemetrielementet 30 på overflaten og videreført til en overflateprosessor 32. Prosessoren styrer utgan-gen 34 slik at parameterne av interesse blir registrert og fremvist på ønsket måte, som vanligvis er en plotting av parameterne av interesse som en funksjon av dybden inne i borehullet hvor de ble bestemt. Systemet kan innbefatte et to-veis telemetrisystem som tillater data og kommandoer å bli overført fra overflaten til nedhulls-delanordningen under boring. I denne utførelsesformen mottar prosessoren 32 også data fra inngangselementet som blir telemetrert ned til hullet gjennom boreslam-søylen ved hjelp av en nedadrettet telemetribane betegnet med den brutte linje 29, til nedhulls-delanordninen 20 ved hjelp av midler som er beskrevet i den refererte patentsøknad. Bruken av et to-veis kommunikasjonssystem er særlig nyttig ved endring av driftsparametre under den aktuelle boreoperasjon. Slike parameterendringer kan innbefatte den retning i hvilken akustisk energi blir fokusert, og de spesielle parametre av interesse som skal overføres til overflaten eller lagres nede i hullet. Prosessoren 32 mottar også dybdeinformasjon fra dybdemål-ingshjulet og tilhørende kretser antydet med henvisningstall 28, for derved å tillate de interessante parametre og bli tabulert som en funksjon av dybden inne i borehullet 14 hvor de ble målt.

Fig. 2 illustrerer i form av et funksjonsblokkskjema hovedelementene i nedhulls-delanordningen 20, og illustrerer med piler videre banene for samvirke mellom de forskjellige elementer. Delanordningen omfatter et fluidtett hus 40 som skjermer de indre elementer fra det barske borehullsmiljø. Man vil forstå at fig. 2 bare illustrerer et fysisk arrangement av elementene og et system for samvirke mellom elementene. Andre like effektive arrangementer kan anvendes for realiser-ing av oppfinnelsen.

Et antall j sensorer av en eller flere typer er anordnet aksialt inne i delanordningen 20. Den akustiske delanordning som omfatter den akustiske gruppe 60, er skissert som den sensorgruppe som er anbrakt nærmest borekronen 12. Denne posisjonen bfir foretrukket hvis den akustiske delanordning hovedsakelig brukes til å måle parametre foran borekronen 12. Man vil imidlertid forstå at den akustiske sensorgruppe kan anbringes ved et antall steder i forhold til andre typer sensorer og elementer inne i nedhulls-delanordningen 20. Andre ytterligere sensortyper slik som nukleære, elektromagnetiske, retningsmessige o.l., er identifisert som en gruppe med henvisningstall 52. Det vises til den akustiske sensorgruppe 60 hvor et forutbestemt antall diskrete datapunkter som mates ut fra sensorene 60, blir lagret i et bufferlager som på fig. 2, er innbefattet som en avdelt del av lagringskapasiteten til datamaskinen 50. Alternativt kan bufferlageret omfatte et separat lag-ringselement (ikke vist). Sensorrespons-forhold eller «modeller» for de akustiske sensorgrupper eller andre sensorer kjørt i kombinasjon, blir lagret i lagringsanordningen 48. Disse modellene, som blir brukt til å omforme målte sensordata til parametre av interesse, blir bestemt matematisk, eller blir bestemt ved å måle senso-renes responser i kjente testformasjoner, eller blir bestemt ved å bruke en kombinasjon av begge metoder. I tillegg kan andre referansedata, slik som data som de-finerer målformasjonen som skal bores, også være lagret i lagringsanordningen 48. En to-veis kommunikasjonsforbindelse finnes mellom lageret 48 og datamaskinen 50. Responsene fra sensorene 52 blir overført til datamaskinen 50 hvor de blir transformert til parametre av interesse ved bruk av metoder som vil bli beskrevet detaljert i det etterfølgende. Parameterne av interesse kan overføres til overflaten over den oppadgående telemetribane 27, eller kan lagres i lageret 46 for etterfølg-ende opphenting til overflaten. Den akustiske sensorgruppe 60 og eventuelle andre sensorer 52 som kjøres i kombinasjon, er aksialt adskilt inne i nedhulls-delanordningen 20, og oppviser derfor ikke det samme målepunkt inne i borehullet 14. Før kombinasjon må rådata fra sensorene forskyves til et feiles referansepunkt. Sensorene oppviser heller ikke nødvendigvis den samme vertikale oppløsning, derfor kreves det at vertikal oppløsningstilpasning blir utfør før kombinasjonen ved bruk av kjente teknikker på området. Når de er beregnet fra de dybdeforskjøvne og oppløsningstilpassede rådata, blir parameterne av interesse så ført til nedhullsdelen av telemetrisystemet 42 og deretter telemetrert til overflaten ved hjelp av en passende oppadrettet telemetrianordning vist skissemessig ved den brutte linje 27. Kraftkildene 44 leverer kraft til telemetrielementet 42, datamaskinen 50, lager-modulene 46 og 48 og tilhørende styrekretser (ikke vist), samt sensorene 52 og til-hørende styrekretser (ikke vist). Informasjonen fra overflaten blir overført over den nedadrettede telemetribane som skissemessig er vist ved den brutte linje 29, til mottakerelementet i nedhulls-telemetrienheten 42, og så overført til lagringsanordningen 48 for etterfølgende bruk.

En mer detaljert oversikt over den akustiske sensorgruppe 60 er vist på

fig. 3. To segmenterte sendergrupper er vist og betegnet som 64 og 66. Den aksiale avstand mellom de to sendergruppene er betegnet med tallet 68 og er av stør-relsesorden en fot i den foretrukne utførelsesform, selv om avstanden kan økes eller minskes avhengig av sendernes fysiske dimensjoner og den ønskede opp-løsning av målingen som skal foretas. Antallet sendergrupper kan variere fra en til tre eller fire, eller enda flere avhengig av det ønskede antall akustiske strålebaner. Husk at hver sendergruppe omfatter et antall segmenterte sendere adskilt om-kretsmessig omkring den ytre diameter av den hovedsakelig rørformede akustiske delseksjonen betegnet med tallet 22. Detaljer ved sendergruppene vil bli gitt i det etterfølgende. Mottakerne er betegnet som en gruppe med tallet 62, og kan variere i antall, igjen avhengig av det ønskede antall akustiske strålebaner. På fig. 3 er antallet mottakere generelt betegnet som liten «k». Fire til åtte mottakere blir brukt i den foretrukne utførelsesform. Lik avstand mellom hver mottaker er betegnet med tallet 74, selv om lik avstand ikke er en nødvendig betingelse for oppfin-nelsens utførelsesform. Den foretrukne aksiale avstand mellom mottakerne er fortrinnsvis omkring seks tommer selv om denne dimensjon, i likhet med senderav-standen, kan varieres basert på mottakernes fysiske dimensjoner og målingenes ønskede oppløsning.

I en alternativ utførelse av oppfinnelsen kan den aksiale posisjoneringen av elementene omfatte fire mottakere adskilt mellom to sendere, eller to sendere adskilt mellom to par mottakere, eller vekslende avstander mellom sendere og mottakere eller, i prinsippet, enhver aksial kombinasjon av det valgte antallet sendere og mottakere. Det finnes imidlertid fysikalske, fysiske og tekniske kriterier som til en viss grad styrer sender- og mottaker-avstandene. Som nevnt er elementenes fysiske dimensjoner selvsagt faktorer når det gjelder elementenes avstand. Likeledes er de grunnleggende fysiske prinsipper som relaterer avstand til måleoppløs-ning også faktorer. Senderelementer og deres tilhørende styrekretser er vanligvis mer komplekse enn mottakerelementer og deres tilhørende kretser. Fra et teknisk perspektiv er det ønskelig å minske antallet senderelementer, og når det er mulig, å anvende felles styrekretser for flere sendere. Disse tekniske kriterier er igjen vik-tige faktorer ved valg av elementavstander.

Sender- og mottaker-gruppene som er skissert på fig. 3, er adskilt ved en isolatordel 72 i den akustiske delanordning 22.1 den foretrukne utførelsesform er lengden 70 av isolatordelen omkring åtte fot. En aksial tverrsnittsskisse 80 viser en rekke riller eller fordypninger 82 med lengde «I» skåret ut på den indre diameter av isolatordelen 72. Borefluid strømmer gjennom isolatordelen i en retning betegnet med pilen 84. Hver rille tjener som et middel til dempning av akustisk energi som passerer direkte gjennom, eller blir reflektert inn i isolatordelen 72. Denne energien antas å være «støy». Frekvensen til den energi som dempes, er en funksjon av lengden I. Selektiv frekvensdempning kan derfor oppnås ved å variere eller «avstemme» lengdene I. Flere riller blir anvendt av to grunner. For det første demper hver rille den akustiske energien ved en selektiv frekvens additivt. Dvs. at jo større antallet riller er, jo større er dempningen av energi innenfor isolatordelen 72. Deretter tjener rekken av riller 82 som et middel for dempet akustisk energi som kommer inn i isolatordelen 72, ved hjelp av refleksjon fra borehullet 14 eller formasjonen 18. Denne reflekterte energi kommer ikke inn i isolatoren 72 ved den ende som er betegnet med tallet 88, men kommer inn i isolatoren ved punkter i nærheten av mottakergruppene, som illustrert ved pilene 86. Selv om rillene 82 innfører en trykkmotstand for det strømmende boreslam, har man funnet at denne trykkmotstand ikke ugunstig påvirker den totale boreoperasjonen. Slissede isolato-rer er mye brukt i akustiske kabelanordninger for å forlenge den effektive strøm-ningsbane, for derved å dempe direkte overføring av akustisk energi mellom sendere og mottakere. Isolatorslissingen er ikke mulig i MWD-anvendelser fordi isolato-rens mekaniske integritet blir svekket betydelig av slissene.

Hvis sender- og mottaker-elementene ikke er gruppert som skissert på

fig. 3, og tidligere diskuterte alternative avstander blir anvendt, foretrekkes mer enn en isolatordel. Hvis f.eks. et antall mottakere er adskilt mellom to sendere, blir det foretrukket å bruke to isolatordeler slik at mottakergruppen blir isolert fra begge sendere. Uansett det valgte aksiale arrangement av sendere og mottakere, blir det fortrukket å anvende tilstrekkelige isolatordeler slik at hver mottaker blir aksialt isolert fra hver sender.

En mer detaljert skisse av sendergruppen 64 er vist på fig. 4a. Elementer betegnet som Tm ,n' er vist aksialt adskilt omkring den ytre diameter av den akustiske delanordning 22, hvor m' = 1, ... ,m betegner nummeret til den aksialt adskilte gruppe og n' = 1,... ,n betegner nummeret til det asimutalt adskilte element i gruppen m'. På fig. 3 er det vist to sendergrupper, derfor er i dette eksemplet rn' = 2. For illustrasjonens skyld vil åtte asimutalt adskilte elementer bli brukt for hver aksialt adskilt gruppe, derfor er n = 8 både for m' = 1 og m' = 2. Det blir foretrukket at gruppene 64 og 66 er identiske, selv om dette ikke er noen nødvendig betingelse for utførelse av oppfinnelsen. Frontflaten til hvert senderelement Tm\n' er forsenket i en dybde 100 inne i en fordypning 105 i legemet 22 til den akustiske delanordning. Hvert element omfatter også to sendersegmenter betegnet som 106 og 108 for senderelementet Tm-,i på fig. 4. Som en illustrasjon vil det bli antatt at alle elementer TmM Tm-,2,.... Tm-,8 er identiske. Segmentene 106 og 108 er inn-bakt i et fyllmateriale 104 som omfatter Teflon eller gummi eller en sammensatt gummiblanding eller et annet egnet materiale som tjener til akustisk å isolere sendersegmentene 106 og 108 fra legemet til den akustiske delanordning 22. Hvert sendersegment kan omfatte en piezoelektrisk anordning, en magnetostriktiv anordning, et magnetaktivert stempel eller enhver passende akustisk energikilde som er egnet for bruk nede i borehull. Piezoelektriske anordninger blir brukt i den foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen. For de fleste typer sendere er dimen-sjonen 126 i størrelsesorden 1,0 til 1,5 tommer.

Ytterligere detaljer vedrørende monteringen av senderelement-segmentene er vist i tverrsnittsskissen B-B' på fig. 5a. En dekkhylse 120 forsegler frontflaten av den foretrukne piezoelektriske senderanordning fra borehullsmiljøet. Materialet i dekkhylsen må velges omhyggelig for å tillate overføring av akustisk energi. Dekkhylsen 120 er dekket med en slisset metall-luke 122 gjennom hvilken akustisk energi lett kan overføres. Den slissede luke og de tettende dekkhylser fyller også fordypningen med dybde 100 i flukt med den ytre diameter av den akustiske delanordning 22. Den indre diameter av den piezoelektriske anordning er på baksi-den dekt med materialet 104 som er tilbøyelig til akustisk å isolere anordningen fra delanordningen 22, for derved å redusere den direkte utsendelse av akustisk energi til mottakerne gjennom delanordningens legeme. Materialet 104 er på bak-siden videre anordnet med en fordypning fylt med olje eller et annet egnet materiale for å sørge for akustisk belastning og termisk utvidelse av anordningen.

Posisjonene til åtte segmenterte senderelementer som er likt adskilt omkring den ytre diameter av den akustiske delanordning 22, er vist på fig. 5b. Bare senderelementet Ti,i er vist detaljert. Senderelementene er identifisert ved bruk av den tidligere definerte terminologi. Hvert senderelement utsender ved utløs-ning, en puls med akustisk energi inn i borehullet og formasjonen. På grunn av sendernes utforming har denne energien en tendens til å bli fokusert radialt inn i en sektor definert av posisjonen til den aktiverte sender. Det vises igjen til fig. 5b hvor utløsningen av senderen Ti,i har en tendens til å rette akustisk energi inn i den sektor som er identifisert med tallet 130. Siden åtte senderelementer blir brukt i hver sendergruppe i eksemplet, svarer sektoren 130 til en bue på 45°. Ved sek-vensiell utløsning av de n segmenterte senderne i hver sendergruppe m på en forutbestemt eller dynamisk styrt måte, blir akustisk energi fokusert radialt inn i formasjonen for derved å tilveiebringe den akustiske målings ønskede asimutale føl-somhet. Det er sterkt ønskelig å utløse de asimutalt adskilte sendere vekselvis slik at utsendt energi blir mottatt fra hver utløsning med minimal interferens fra den tidligere utløsning. Ved å bruke den gruppen som er skissert på fig. 5b, blir senderen Ti,i først utløst, fulgt av senderen Ti,5 fulgt av senderen Ti,2 fulgt av senderen Ti,6, osv. Aksial fokusering av akustisk energi utsendt av hvert senderelement blir oppnådd ved tidsstyring av utløsningen av hvert segment i hver sendergruppe. Denne aksiale fokuseringen oppnås ved hjelp av egnede organer i nedhulls delanordningen, så som en prosessor 50. Det vises igjen til fig. 4a, og også til fig. 4b, hvor de utsendte akustiske pulser, hvis elementet 106 først blir avfyrt fulgt av ut-løsningen av elementet 108, vil interferere konstruktivt slik at den sammensatte puls blir rettet aksialt mot borekronen, som antydet ved pilen 110. Vinkelen til den maksimale pulsamplitude, G>, målt i forhold til den akustiske delseksjons hoved-akse og identifisert ved tallet 109, øker når tidsdifferansen Åt mellom segmentut-løsning avtar, hvor At er definert som tiden for utløsning av segment 108 minus ut-løsning av segment 106. Hvis f.eks. avfyringen eller utløsningen av segment 108 ligger etter avfyringen av segment 106 med noen få mikrosekunder (\ is), kan vinkelen G> være = 45° som indikerer at den akustiske energi er aksialt fokusert foran borekronen 12. Vinkelen <D for den fokuserte energi kan varieres ved å endre stør-relsen av tidsintervallet At. Ved å bruke sendergrupper som er asimutalt posisjonert og segmentert, kan den akustiske energi fra hver avfyring fokuseres i enhver retning innenfor det tredimensjonale rom i nærheten av den akustiske delseksjon. Anvendelsene av dette trekk ved oppfinnelsen vil bli diskutert mer detaljert neden-for. Det skal bemerkes at forholdet mellom <X> og At også er en funksjon av andre parametre, slik som avstanden mellom segmentene i senderelementene og frekvensen w til de utsendte akustiske pulser.

Mottakergruppen kan omfatte mottakerelementer adskilt asimutalt rundt den ytre diameter av det akustiske delanordnings-legemet 22, eller kan omfatte bare ett element ved en gitt asimutal posisjon, for derved å bruke rotasjonen av boreanordningen til å detektere pulser sendt inn i borehullet ved forskjellige radi-ale vinkler. Den fortrukne aksiale avstand mellom mottakergruppene er omkring seks tommer. Kortere avstander kan brukes for å maksimalisere vertikal oppløs-ning av laggrenser. En eller flere av mottakerne kan være segmentert for derved å oppnå aksial fokusering gjennom tidsportstyring av mottakersegmentene, på samme måte som den tidligere beskrevne tidspulsing av sendersegmentene. Som med senderne, er mottakerne montert slik at akustisk kopling med delanordningens 22 legeme blir minimalisert. Den foretrukne utførelsesform omfatter åtte grupper med to grupper segmentert. Oppfinnelsen kan imidlertid utformes med ethvert antall mottakergrupper.

Egnede kraftforsynings-styre- og tidsstyrings-kretser (ikke vist) for senderne og mottakerne er montert inne i veggene til den akustiske delanordning 22. Syste-mets kraftbehov er omkring 20 til 30 Watt. Passende analog/digital-omformere (A/D-omformere) er innbefattet i mottakerkretsene for å omforme de mottatte analoge bølgetog for digital behandling i beregningsanordningen 50. Lagringskapasiteten nede i borehullet, som innbefatter de diskrete lagringsenheter 46 og 48 og lageret inne i beregningsanordningen, variere noe, men bør overstige 5 MB for korrekt behandling og lagring av rådataene og de beregnede parametre av interesse. Driftsfrekvensen er mellom 500 Hz og 20 KHz. Valg av driftsfrekvens er noe avhengig av den spesielle anvendelse av systemet. Hvis systemet blir brukt til å «se foran» borekronen 12, så bør frekvensområdet velges slik at det faller innenfor området fra 1 til 5 KHz, hvor den nedre frekvens gir en større undersøkelses-dybde, men dårligere rommessig oppløsning av eventuelle akustiske impedans-grenseflater foran borekronen. Valget av senderens pulsede repetisjonsfrekvens er en funksjon av den spesielle anvendelse av systemet, og er også en funksjon av den valgte driftsfrekvens. Valg av høyere frekvenser tillater bruk av høyere pulsede repetisjonsfrekvenser, som gir høyere oppløsning og flere målinger pr. boret dybdeintervall. Kompromisset er igjen en reduksjon i målingens undersøkelses-dybde. Det skal bemerkes at arbeidsfrekvens og pulsrepetisjonsfrekvens kan end-res under boring ved å sende passende kommandoer fra overflaten til nedhulls-delanordningen ved hjelp av den nedadgående kommunikasjonsbane som skissemessig er identifisert med den brutte linje 29 på fig. 2. Sendere kan også drives vekselvis ved forskjellige frekvenser for å maksimalisere både inntrengningsdybde og oppløsning.

Beskrivelsen skal nå dreie seg om behandlingen av rådataene ned i borehullet for å frembringe parametre av interesse, som enten blir telemetrert til overflaten ved hjelp av den oppadgående kommunikasjonsbane 29 som er vist på

fig. 2, eller som blir lagret nede i hullet i lagringsenheten 46, eller begge deler.

Fig. 6 illustrerer et enkelt senderelement 140 og et enkelt mottakerelement 142 i den akustiske delanordning 22. Denne utførelsesformen vil bli brukt for å definere de forskjellige komponenter i det målte bølgetog. Banen 144 skisserer akustisk energi som forplanter seg fra senderen til mottakeren gjennom materialet 149, som enten er en slamkake avsatt under boring, eller en formasjon nær borehullet som er skadet under boring. Banen 146 illustrerer akustisk energi i form av en kompresjonsbølge eller «p»-bølge, som forplanter seg fra senderen til mottakeren hovedsakelig langs grenseflaten mellom materialet 149 og formasjonen 18. Banen 148 illustrerer akustisk energi i form av en skjærbølge eller «s»-bølge, som forplanter seg inne i formasjonen 18 fra senderen til mottakeren. Akustiske bølger som forplanter seg inne i borehullet, er kollektivt klassifisert som «ledede» bølger med en bane illustrert med tallet 152. Disse ledede bølgene innbefatter rør-,

Stoneley- og Rayleigh-bølger som er velkjente på området. Enhver akustisk energi som forplanter seg fra detektoren til mottakeren direkte gjennom delanordningsle-gemet 22, er ikke illustrert på fig. 6. De definerte bølgetyper krever forskjellige forplantningstider for å gjennomløpe de spesifiserte baner. Spesielt vil enhver bølge-komponent (ikke vist) som sendes direkte til mottakeren gjennom delanordningens 22 legeme, ankomme først fulgt av p-bølgen, s-bølgen og rør-bølgen. P-og s-bølg-ene passerer gjennom formasjonen og er derfor de komponenter av det målte hel-bølgetog som inneholder den ønskede parametriske informasjonen om formasjonen. Sagt på en annen måte, p- og s-bølgene omfatter «signalet» til det målte, sammensatte helbølgetog.

Fig. 7a illustrerer pulsen 150 med frekvens w, opptegnet som en funksjon av tiden, som antydet med pilen 151, som blir levert til senderen 140. Der er «spredning» av frekvenskomponentene til den utsendte puls når den kommer inn i borehullet og formasjonen, som skissert på fig. 7b. Frekv 4ensen vil hovedsakelig være en gausisk fordeling omkring den påtrykte frekvens w med grenser betegnet som +/- Av. Hvis f.eks. den valgte driftsfrekvens er w = 15 KHz, kan frekvensfor-delingens grenser være Aw = +/- 5 KHz. Fig. 7c illustrerer amplituden til et helbøl-getog 154 registrert ved mottakeren 142, hvis det ikke var noen borestøy tilstede. Senderavfyringen inntreffer ved det tidspunkt som er betegnet med tallet 162, og p-, s- og rør-bølgeankomsten inntreffer henholdsvis innenfor tidsintervallene 156, 158 og 160. Ved virkelig drift av systemet er bore- og vei-støy tilstede, og det bøl-getog som i virkeligheten registreres ved mottageren 142, er skissert ved kurven 170 på fig. 7d. Kurven 170 er i virkeligheten sammensatt av bølgetoget 154 som er skissert på fig. 7c, og inkoherent støy. Utsvinget 172 illustrerer en ganske stor topp i borestøyen. Siden bølgeformen 154 inneholder den grunnleggende informasjonen som er av interesse og hvorfra formasjonsparameterne blir beregnet, må den innledende behandling av «rådata»-kurven 170 innbefatte midler for enten å fjerne støyen eller matematisk «kansellere» støykomponenten. Innenfor seismologi har det i mange år vært et lignende problem ved algebraisk addering eller «stakking» av en rekke bølgeformer som hovedsakelig omfatter konstante signal-komponenter og ikke-koherente støykomponenter. Støykomponentene har en tendens til algebraisk å kansellere når flere og flere sammensatte bølgeformer blir stokket, noe som etterlater bare den ønskede signalkomponent. Under MWD-operasjoner blir et antall sammensatte bølgeformer målt ved hovedsakelig den samme posisjon inne i borehullet, stakket for derved å etterlate bare den ønskede signalkomponent. Det anvendes andre metoder på området for å fjerne støykompon-enter. Disse metodene innbefatter tidskorrelasjonsteknikker og resulterer i dekon-volveringen av den sammensatte bølgeform for å oppnå signalkomponenten 154

og støykomponenten 174, som illustrert på fig. 7e. Uansett den valgte metode, blir den sammensatte bølgeform først digitalisert ved hjelp av de tidligere nevnte A/D-omformere, og så overført til nedhulls-datamaskinen 50 for behandling. Behandlingen innbefatter videre bestemmelse av amplitudene og ankomsttidene for p- og s- bølgekomponentene, hvorfra formasjonsporøsitet, bergartens mekaniske egen-

skaper og andre tidligere diskuterte parametre av interesse, blir bestemt. Når de parametre som er av interesse, er beregnet, blir de oversendt til overflaten ved hjelp av den oppadgående telemetribane 27 eller lagret i lagringsanordningen 46 nede i borehullet for etterfølgende opphenting.

Det vises nå til en spesiell anvendelse. Fig. 8 illustrerer et skissemessig, to-dimensjonalt tverrsnitt av en horisontal boreoperasjon hvor den akustiske delanordning blir anvendt. Borehullet er igjen definert ved tallet 14, og den akustiske delanordning er igjen identifisert ved tallet 22.1 dette eksemplet er delseksjonen utformet med en enkelt sender 180 og en gruppe på fire mottakere hvorav to er spesielt identifisert med tallene 182 og 199. Borekronen (ikke vist) gjennomtrenger horisontalt en hydrokarbonførende formasjon 184 langs den forutbestemte bane som er betegnet med tallet 188. En ikke-hydrokarbonførende formasjon identifi-

sert ved tallet 186, er i nærheten av borekronen og det er opplagt ønskelig å styre borekronen rundt denne formasjonen. Det første trinn i denne operasjonen er «kartleggingen» av grenseflaten mellom de to formasjoner. Det annet trinn er overføringen av kommandoer fra overflaten til bunnhullanordningen for derved å styre borekronen slik at sonen 186 ikke gjennomtrenges. Dette eksemplet vil angå bare det første trinn som er kartleggingen av formasjonsgrenseflaten.

Den segmenterte sender 180 blir avfyrt ved å bruke de anordninger og fremgangsmåter som er beskrevet foran, slik at akustisk energi blir fokusert foran borekronen. Basert på tidligere diskusjoner er der mange utsendte og reflekterte stråler- eller signal-baner for de utsendte akustiske energipulser. Disse stråleba-

ner omfatter hele det tredimensjonale rom i nærheten av borekronen. For illustrasjonens skyld vil bare noen av disse strålebaner bli diskutert for å illustrere, gene-

relt uttrykt, definisjonen av den reflekterende overflate som er formasjonsgrenseflaten. Den akustiske energi som er representert ved strålen 190, blir sendt foran borekronen slik at den treffer den impedansgrenseflate som skapes av de formasjoner som grenser mot hverandre, ved koordinater identifisert med tallet 196. En del av denne energien blir reflektert ved stedet 195, og blir tilbakeført til mottake-

ren 199 over banen 190'. Deler av den reflekterte energi blir tilbakeført til alle andre mottakere i gruppen over baner som ikke er vist. Den målte forplantningstid for den akustiske energi for gjennomløpning av banene 190 og 190', er en funk-

sjon av posisjonen til refleksjonspunktet 195 og den kjente aksiale avstand mellom senderen 180 og mottakeren 190. En annen puls med elektrisk energi, represen-

tert ved strålebanen 192, er likeledes rettet foran kronen, men ved en annen vinkel, slik at den treffer formasjonsgrenseflaten ved koordinater identifisert ved tallet 196. En del av denne energien blir reflektert ved punkt 196 og tilbakeført til mottakergruppen med spesielle strålebaner til mottakerne 199 og 192, identifisert ved tallene 192' og 192", respektive. De målte forplantningstider for den akustiske energi for gjennomløpning av banene 190-192' og 192-192" er funksjoner av posisjonen til refleksjonspunktet 196 samt den kjente aksiale avstand mellom senderen 180 og mottakerne 199 og 182. Ved dette punkt blir analogien mellom tolknin-gen av de akustiske MWD-data og de tredimensjonale seismiske data, klar. Ved tredimensjonal seismisk databehandling blir den reflekterende grenseflate kartlagt ved å bruke målte akustiske forplantningstider og de kjente posisjoner av de seismiske kilder og mottakere. Ved akustisk MWD-databehandling blir den reflekterende grenseflate kartlagt ved å bruke målte forplantningstider som en funksjon av de kjente posisjoner av senderne og mottakerne i forhold til delanordningen 22 (dvs. de faste sender- og mottaker-avstander). Den absolutte posisjon av delanordningen 22 er også kjent fra bruk av retningsdata målt samtidig med de akustiske data. Anvendelse av tredimensjonale, seismiske behandlingsteknikker som er kjent på området, på de målte tredimensjonale MWD-strålebanedata, gir et kart over grenseflaten mellom formasjonene 184 og 186. Ved å bruke ytterligere sender- og mottaker-stråler kan grenseflaten kartlegges med større nøyaktighet og presisjon. Et koordinatsett for grenseflaten blir sendt til overflaten og tjener som en referanse for boreren. Basert på dette grenseflatekartet styrer boreren borekronen, i sann tid, i den ønskede retning for å passere forbi ikke-kommersielle geologiske strukturer.

Claims (19)

1. Sonde for måling under boring, for bruk under boring av et brønnhull som har en langsgående akse i en formasjon omfattende et reflekterende grensesnitt, der sonden omfatter: (a) et sondelegeme (20); (b) en akustisk sender (64,66,180) som bæres av sondelegemet; (c) minst én mottaker (64,182,199) aksialt adskilt fra senderen på sondelegemet, der mottakeren er innrettet for å detektere akustisk energi som vandrer gjennom formasjonen som reaksjon på energien som utsendes av senderen; karakterisert ved at (d) senderen omfatter en akustisk sendergruppe (64,66) som innholder en rekke adskilte senderelementer (Tm,n) anbrakt rundt omkretsen av sondelegemet, der hvert senderelement er innrettet for å forplante akustisk energi inn i en formasjon som omgir brønnhullet (14), og (e) en prosessor (50) som selektivt aktiverer rekken av senderelementer for å fokusere den akustiske energi som sendes av senderelementene i en bestemt retning mot det reflekterende grensesnittet, idet prosessoren (50) be-handler svarene som mottakeren får for å bestemme en formasjonspara-meter av interesse.

2. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at mottakergruppen tilveiebringer et akustisk helbølge-tog som resulterer fra den akustiske energien som er sendt av senderelementene.

3. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at hvert senderelement inneholder minst to segmenter (Tm.n, Tit,n) i aksialt lik avstand fra hverandre, idet prosessoren aktiverer segmentene til et senderelement uanhengig av hverandre.

4. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at parameteren av interesse er valgt fra en gruppe som består av (a) akustisk gangtid, (b) avstand mellom sonden og en grensetil-stand i formasjonen, (c) formasjonens akustiske porøsitet, (d) Poisson's forhold, (e) elastisitetsmoduler, (f) en mekanisk egenskap ved formasjonen som omgir brønnhullet, (g) integrert akustisk gangtid over et vertikalt intervall av formasjonen, (h) posisjon til et refleksjonspunkt, (j) en formasjons-evalueringsparameter, (i) poretrykk, (j) data for hydrauliske frakturerings-operasjoner, (k) data for bestemmelse av borkrone-type for boring av brønnhullet, (I) parameter for endring av brønnhullets boreretning, (m) parametere for å oppdatere allerede eksisterende seismiske kart, og (n) en sandstyringsparameter.

5. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at senderelementene er valgt fra en gruppe som består av (a) piezoelektriske anordninger, (b) en magnetostriktive anordninger og (c) solenoide-aktiverte anordninger.

6. Sonde ifølge krav 1,. karakterisert ved at den ytterligere omfatter et minne for lagring av data under boring av borehullet.

7. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at den ytterligere omfatter et telemetrisystem (30) som sender data fra sonden nede i hullet og opp til overflaten.

8. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at mottakeren omfatter minst én rekke av mottakere (62,182,199) som omfatter et flertall mottakerelementer anbrakt rundt omkretsen av sondelegemet, der hvert mottakerelement er innrettet for å motta akustisk energi som vandrer gjennom formasjonen som reaksjon på den akustiske energien som sendes av senderelementene.

9. Sonde ifølge krav 8, karakterisert ved at sender- og mottakerelementene er valgt fra en gruppe som består av (a) senderelementer med en ytre, krum overflate, (b) stav-formede senderelementer, (c) runde senderelementer og (d) senderelementer som er kapslet inn i separate hulrom i sondelegemet.

10. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at det reflekterende grensesnittet befinner seg neden-for sonden i brønnhullet.

11. Sonde ifølge krav 10, karakterisert ved at parameteren av interesse er valgt fra en gruppe som består av (a) akustisk gangtid, (b) avstand mellom sonden og en grensetil-stand i formasjonen, (c) formasjonens akustiske porøsitet, (d) Poisson's forhold, (e) elastisitetsmoduler, (f) en mekanisk egenskap ved formasjonen som omgir brønnhullet, (g) integrert akustisk gangtid over et vertikalt intervall av formasjonen, (h) posisjon for et refleksjonspunkt, (j) en formasjons-evalueringsparameter, (i) poretrykk, (j) data for hydrauliske frakturerings-operasjoner, (k) data for bestemmelse av borkrone-type for boring av brønnhullet, (I) parameter for endring av brønnhullets boreretning, (m) parametere for å oppdatere allerede eksisterende seismiske kart, og (n) en sandstyringsparameter.

12. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at flertallet senderrekker omfatter en første senderrekke og en andre senderrekke.

13. Sonde ifølge krav 12, karakterisert ved at det for hvert senderelement i den første senderrekken finnes et tilsvarende senderelement i den andre senderrekken.

14. Sonde ifølge krav 12, karakterisert ved at prosessoren aktiviserer transmitterelementene til de første og andre transmitterrekkene ifølge en forutbestemt rekkefølge på en måte som bidrar til å hindre forplantning av akustisk energi i retninger andre enn den ut-valgte retningen.

15. Sonde ifølge krav 14, karakterisert ved at den fokuserte sendingen av akustisk energi skjer ved hjelp av prosessoren som styrer aktiveringstidsberegningen av minst to av senderelementene i forhold til hverandre.

16. Sonde ifølge krav 1, karakterisert ved at sondelegemet utgjør en del av en bunnhullsan-ordning (20).

17.. Sonde ifølge krav 16, karakterisert ved at den ytterligere omfatter en borestreng (16) som be-fordrer bunnhullsanordningen ned i borehullet.

18. Fremgangsmåte for bestemmelse av en parameter av interesse under boring av et brønnhull, der fremgangsmåten omfatter de trinn: (a) å befordre en sonde (22) for måling under boring ned i brønnhullet, der sonden omfatter en akustisk sender (64, 66,180) hvilken sonde omfatter; (b) å aktivere senderen; (c) å detektere akustisk energi ved hjelp av en mottaker som respons til den energien som sendes og forplanter seg gjennom formasjonen, der mottakeren anordnes adskilt fra senderen og genererer et signal (170) som tilsvarer den energien som detekteres nede i hullet; karakterisert ved at: (d) senderen omfatter et flertall avstandsanordnede senderrekker, der hver av senderrekkene omfatter et flertall senderelementer anordnet adskilt fra hverandre og anbrakt rundt omkretsen av sondelegemet, hvor hvert senderelement er innrettet for å generere og sende akustisk energi inn i en formasjon som omgir brønnhullet; (e) det genererte signalet (170) ytterligere omfatter et antall signaler; idet (f) de genererte signalene behandles nede i hullet for å beregne en forma-sjonsparameter av interesse.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at parameteren av interesse er valgt fra en gruppe som består av (a) akustisk gangtid, (b) avstand mellom sonden og en grensetil-stand i formasjonen, (c) formasjonens akustiske porøsitet, (d) Poisson's forhold, (e) elastisitetsmoduler, (f) en mekanisk egenskap ved formasjonen som omgir brønnhullet, (g) integrert akustisk gangtid over et vertikalt intervall av formasjonen, (h) posisjon for et refleksjonspunkt, (j) en formasjons-evalueringsparameter, (i) poretrykk, (j) data for.hydrauliske frakturerings-operasjoner, (k) data for bestemmelse av borkrone-type for boring av brønnhullet, (I) parameter for endring av brønnhullets boreretning, (m) parametere for å oppdatere allerede eksisterende seismiske kart, og (n) en sandstyringsparameter.