NO330549B1 - Fremgangsmate og anordning for a lokalisere en undergrunnskilde - Google Patents

Description

Oppfinnelsens bakgrunn

Den foreliggende oppfinnelsen relateres generelt til en telemetrianordning som benyttes sammen med et nedihulls boresystem. Mer spesifikt relateres denne oppfinnelsen til en nedihulls telemetrianordning som er i stand til å lokalisere en underjordisk signalkilde basert på den mottatte bølgeformen. Enda mer spesifikt relateres den foreliggende oppfinnelsen til et system og en fremgangsmåte som presist lokaliserer en underjordisk signalkilde og rekonstruerer signalveiene til den akustiske bølgen fra kilden til en nedihulls telemetrianordning.

Beskrivelse av teknikkens stilling

Moderne petroleumsboring og produksjonsoperasjoner krever en stor størrelse av informasjon relatert til parametre og forhold nede i hullet. Ved å benytte denne informasjonen blir «drilleren» (boreoperatøren) i stand til mer presist å bestemme orienteringen til nedre del av borerøret og typen av formasjon gjennom hvilket den nedre delen borer. Innsamlingen av informasjon relatert til forhold nede i hullet, vanligvis referert til som «logging», kan bli utført ved mange fremgangsmåter. Logging av oljebrønner har vært kjent i industrien i mange år som en teknikk for å tilføre informasjon til en boreoperatør angående den spesielle jordformasjonen som blir boret. I konvensjonell oljebrønnslogging med vaier blir en «probe» eller sonde senket inn i borehullet etter at deler av eller hele brønnen har blitt boret, og blir benyttet for å bestemme visse egenskaper ved formasjonene som borehullet trenger gjennom. Sonden kan inkludere en eller flere sensorer for å måle nedihulls parametre, og er typisk konstruert som en hermetisk forseglet stålsylinder, for å huse sensorene, som henger i enden av en lang kabel eller vaier. Kabelen eller vaieren gir mekanisk støtte til sonden og tilfører og så en elektrisk sammenkobling mellom sensorene og de tilknyttede instrumenter innen sonden og det elektriske utstyret som er plassert ved overflaten ved brønnen. Kabelen forsyner normalt driftseffekt til sonden, og blir benyttet som en elektrisk leder for å sende informasjonssignaler fra sonden til overflaten. I henhold til konvensjonelle teknikker blir forskjellige parametre for jordformasjoner målt og sammenlignet med posisjonen til sonden i borehullet mens sonden dras opp gjennom hullet.

Mens vaierlogging er nyttig for å ta opp informasjon relatert til formasjoner nedihulls har den likevel visse ulemper. For eksempel, før kabelloggeverktøyet kan bli kjørt inn i borehullet, må borestrengen først fjernes eller bli kjørt ut av borehullet, noe som fører til betraktelige kostnader og tap i boretid for boreoperatøren (som typisk har daglige utgifter på leien av boreutstyr). I tillegg, siden kabelverktøyene ikke er i stand til å samle data under den virkelige boreoperasjonen må boreoperatøren gjøre noen valg (slik som retningen å bore, etc.) uten tilstrekkelig informasjoner relatert til forholdene nede i hullet. I tillegg, siden kabelloggingen skjer en relativ lang periode etter at borehullet er boret, er nøyaktigheten til kabelmålingene tvilsomme siden borevæsken begynner å invadere formasjonen som omringer borehullet.

På grunn av disse begrensningene som er tilknyttet kabellogging har det blitt en økt vektlegging av innsamling av data under selve boreprosessen. Ved å samle inn og behandle data under boreprosessen, uten å være nødt til å kjøre ut boresammenstillingen for å sette inn et kabelloggeverktøy, kan operatøren gjøre nøyaktige modifikasjoner eller rettelser i «virkelig tid», slik det er nødvendig, for å optimalisere ytelsen. I tillegg øker målingen av formasjonsparametere under boringen integriteten på de målte data. Konstruksjoner for å måle nedihulls forhold samt bevegelsen og plasseringen til boresammenstillingen samtidig med selve boringen av brønnen har blitt kjent som «measurement-while-driling»-teknikker (måling under boring), eller «MWD». Lignende teknikker som mer konsentrerer seg om målingen av formasjonsparametre har vanligvis blitt referert til som «logging-while-drilling»-teknikker (logging under boring), eller «LWD». Selv om det kan eksistere forskjeller mellom MWD og LWD blir uttrykkene benyttet om hverandre. For formålet av denne søknaden vil termen LWD bli benyttet med forståelsen at termen omfatter både innsamlingen av formasjonsparametere og innsamling av informasjon relatert til bevegelsen og posisjonen til boresammenstillingen mens nedre del av borerøret er i brønnen.

Målingen av formasjonsegenskaper under boring av brønnen av LWD-systemer øker «timingen» til de målte data og, som en konsekvens, øker effektiviteten av boreoperasjoner. Mens LWD-data er verdifulle i enhver brønn har folk i oljeindustrien realisert den spesielle betydningen av LWD-data i brønner boret med en styrbar borehullsammenstilling, slik det blir beskrevet i søkerens US-patent nr. RE 33,751. Fremmed støy nede i hullet kompliserer veldig implementasjonen av akustiske loggeverktøy i et LWD-system. Dermed forstyrrer støy generert av boringen, strøm av væske gjennom borestrengen, kverningen fra borekomponentene og annen mekanisk og miljømessig støy som er til stede nede i hullet, mottaket og isoleringen av utsendte akustiske bølger.

Loggesensorer som vanligvis benyttes som deler av et LWD-system sensorer av resistivitets-, gammaståle-, gammatetthet, og nøytronporøsitets-sensorer. Søkeren og andre selskap eksperimenterer for tiden med og implementerer akustiske måleanordninger for å bestemme egenskapene til formasjonene som omringer LWD-systemer. To typer av passende akustiske sensorer er hydrofoner og treakses geofoner. Slik det er velkjent innen faget kan en hydrofon bli benyttet i borestrengen mens typene informasjon som kan bli detektert med en hydrofon er begrenset til målingen av variasjoner i væsker. I kontrast til dette gir en geofon med tredimensjonale evner mer informasjon, men må til gjengjeld stadig ha kontakt med veggen i borehullet.

Moderne petroleumsboring og produksjonsoperasjoner krever ofte boring fra en brønn mot en annen brønn i hvilket tilfelle målbrønnen må bli funnet og truffet. Andre utførelser krever boring av en brønn i en spesifisert avstand vekk fra en annen brønn, i hvilket tilfelle den andre brønnen må bli funnet og fulgt.

Figur 1 viser en plan for å sammenføye to motstående brønner, der brønn 110 blir boret mens brønn 100 er målet. De iboende vanskelighetene med å sam-menføre brønnen 100 og 110 rett mot hverandre er innlysende. Målbrønnen 100 kan ha en diameter på bare 125 mm (5 tommer), borehullet fra hvilket brønnen 110 blir boret kan i utgangspunktet være et par kilometer borte og det tenkte skjæringspunktet kan være over 8 kilometer under jordens overflate («fem miles»).

Årsakene for å sammenføye to brønner er forskjellige. For eksempel kan to brønner bli sammenføyd for å øke produksjonen, den termale energien eller bare som en metode for å legge en rørledning. Alternativt kan to brønner behøve å sammenføyes for å stenge en gammel brønn. For eksempel, og som vist i figur 2, kan saltvann lekke gjennom en gammel foring og som dermed forurenser et friskt vannførende lag. Problemet for en operatør er å finne den eksakte posisjonen til målbrønnen slik at den avanserte stengeteknikken kan bli utført for å hindre forurensing. For å gjøre det enda mer komplisert er det ikke alltid mulig å plassere en kilde nede i målbrønnen fra overflaten, siden den øvre delen av brønnen kan være utilgjengelig.

Det kan også være viktig å beholde en fast avstand fra en motstående målbrønn. For eksempel viser figur 3 et brønnplan med et komplisert fiskebens-mønster. Slik det kan ses er det påkrevd å beholde en fast avstand fra en side-liggende brønn. Figur 4 viser et svært komplekst brønnmønster hvor det kan være viktig å beholde en spesifisert avstand fra visse brønner mens en annen skal krysses.

US patent nr. 4,016,942 er rettet mot å indikere en borehullsposisjon i forhold til et annet borehull. Spesielt anviser patentet en målbrønn som inneholder en torpedo som omfatter mikrofoner anbragt med innbyrdes avstander rundt dens nedre periferi, på en bestemt aksial posisjon på torpedoen. En borkrone i en brønn som bores, overfører akustiske signaler inn i undergrunnen, og disse akustiske signalene mottas av mikrofonene på torpedoen. Ved bruk av de mottatte akustiske signalene bestemmer systemet avviket mellom kursen for brønnen som bores, og målbrønnen.

US patent nr. 4,711,303 angår en fremgangsmåte og en anordning for å bestemme undergrunnsposisjon for en utblåsningsbrønn i forhold til en avlast-ningsbrønn. Spesielt viser dette patentet et instrument plassert i en avlastnings-brønn etter at boremontasjen er fjernet. Instrumentet er således en vaieranord-ning. Instrumentet har to mottakersett, hvor ett av mottakersettene er anbragt i armer som er i kontakt med borehullsveggen. Man bestemmer en avstandsvektor til kilden for akustisk energi (utblåsningsbrønnen) med ett mottakersett, og av-standsvektorens asimut blir bestemt ved bruk av sensorene som er i kontakt med borehullsveggen.

Industrien har prøvd å løse problemet med lokalisering av en eksisterende brønn fra et borehull som er boret og ved å benytte elektromagnetiske bølger. En elektromagnetisk kilde blir plassert i brønnen som blir boret og resistiviteten til det omkringliggende medium blir detektert. Når brønnen som blir boret er i nærheten av den gamle brønnen indikerer den ledende foringen som er innsatt i den gamle brønnen tilstedeværelsen av den gamle brønnen. Likevel har denne teknikken flere ulemper. For det første er den begrenset til bruk i små avstander. I tillegg kan denne teknikken ha vanskelig for å etablere eksakt hvor på målbrønnen den nye boringen blir sammenføyd med målbrønnen. Dermed, i stedet for å treffe bunnen av målbrønnen kan den detekterte delen av målbrønnen være flere hundre fot fra målpunktet. Til sist krever denne tidligere kjente teknikken at en foring er tilstede i den eksisterende brønnen. Ideelt sett ville operatøren til den nye brønnen likt å kjenne den eksakte relative plasseringen av et mål i den eksisterende brønnen. Videre er det bedre jo lenger unna målbønnen kan bli detektert. Det er foretrukket at ingen foring ville være påkrevd i den eksisterende brønnen. Ved å gi eksakt relativ lokaliseringsinformasjon kunne en operatør bore med større hastighet og visshet.

Derfor er det et behov for en anordning for deteksjon på lang avstand for å finne en målbrønn. Det blir foretrukket at denne anordningen kan bli konstruert som en del av et LWD-system. Ideelt kunne denne anordningen også bli benyttet sammen med et geostyringssystem for å automatisk styre sammenstillingen i brønnbunnen mot den eksisterende brønnen. Videre kunne den ideelle teknikken ikke kreve en kontrollert kilde men kunne også bestemme distansen og lokaliser-ingen av en støykilde eller en tilfeldig kilde. Den ville da ikke være avhengig av at et ledende element er tilstede i målbrønnen, men kunne finne en signalkilde uavhengig av tilstedeværelsen av en foring. Det blir foretrukket at anordningen kunne utnytte en avstandsdeteksjon som kunne detektere flertallige kilder. Den kunne også ta hensyn til enhver underjordisk refraksjon eller refleksjon av det utsendte signalet for på den måten å etablere den korteste boreavstanden til målet.

Sammendrag for oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen løser ulempene og utilstrekkelighetene til den tidligere kjente teknikken ved å implementere et LWD-system for å bestemme underjordiske kildeposisjoner og bidrag. I en eksemplifisert utførelse kan distansen og retningen til signalkilden bestemt av LWD-systemet så bli benyttet av en nedihulls mikroprosessor for å styre retningen eller avbøyningen som brønnen blir boret med. Alternativt kan kildeavstanden og retningen bli overført via et slampuls-signal eller annet signal til overflaten for å gi informasjon i virkelig tid til en boreoperatør.

I en eksemplifisert utførelse blir LWD-verktøyet benyttet for å bestemme plasseringen til en akustisk kilde. Den foretrukne utførelsen er i stand til å detektere og finne flertallige kilder mens den tar hensyn til enhver underjordisk refraksjon eller refleksjon på det utsendte signalet. I en eksemplifisert utførelse inkluderer LWD-verktøyet en oppstilling av sensorer for å motta akustiske signaler fra en underjordisk akustisk kilde. Signalet kan komme fra en kontrollert kilde slik som en kilde for frekvenssveip, eller fra en tilfeldig kilde slik som en borekrone enga-sjert i boring eller fra innstrømningen av væske inn i en brønn. De mottatte signalene blir filtrert for å fjerne tilført støy fra boreprosessen og for å eliminere uønsk-ede signaler, slik som de akustiske bølgene som brer seg gjennom loggeverktøyet selv. Signalet blir så konvertert til et digitalt signal med høy presisjon og tilført en digital signalprosessor. Der benytter den foretrukne utførelsen en holografiteknikk for å bestemme kildeplasseringen og bidragene. Alternativt kan en triangulerings-metode bli utnyttet for å bestemme kildeplasseringen. Resultatene kan så bli overført til en fremvisningsenhet (display) i virkelig tid for å tillate en operatør å endre boreretningen.

Holografiteknikken inkluderer å dele området som omringer signalmot-takeren inn i et antall av volumceller og tildele en akustisk utbredningshastighet til hver. En hypotetisk kildeplassering blir så valgt. Siden et akustisk signal endrer retning i henhold til Snell's lov hver gang utbredelseshastigheten endres kan en strålebane beregnes mellom kilden og mottakeren. En strålebane blir utledet for hver mottakerposisjon og en sammenligning blir gjort mellom de forskjellige mottakerne ved å omforme det mottatte signalet over i bølgeantall-planet (-domenet). Kildebidragene blir bestemt med en gang signalet er overført til bølgeantallplanet. Reflektorer blir skilt fra virkelige kilder siden reflektorer, i motsetning til virkelige kilder, virker som bevegelige kilder mens operatøren borer og endrer posisjonen til en mottaker eller en mottakeroppstilling.

En oppstilling av mottakere kan bli lokalisert på borestrengen eller kan bli plassert på en justerbar stabiliseringsanordning, om en slik er tilstede. I en utfør-else omfatter de akustiske mottakerne hydrofoner plassert på motsatte sider av en utnyttet borestreng, på en tilfeldig måte. I en annen utførelse omfatter de akustiske mottakerne geofoner plassert på bladene til en justerbar stabiliseringsanordning, foretrukket spredt rundt periferien av borestrengen.

Den foreliggende oppfinnelsen omfatter dermed en kombinasjon av trekk og fordeler som gjør den i stand til å løse forskjellige problemer med tidligere kjente anordninger.

Ytterligere fordeler og trekk ved den foreliggende oppfinnelsen vil fremkomme av de tilhørende patentkravene.

Kort beskrivelse av figurene

For en mer detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen vil det nå bli vist til de medfølgende figurer, hvor,

Figur 1 er et diagram som illustrerer sammenføyning av to brønner

rett mot hverandre.

Figur 2 er et tverrsnitt av en underjordisk utblåsningsbrønn som for årsaker at saltvann lekker inn i et vannlag med drikkevann. Figur 3 er et tverrsnitt av en kompleks brønn med fiskebenstruktur. Figur 4 er et snitt av en seksjon og øvre del av et brønnmønster av

svært høy kompleksitet med flertallige boringer.

Figur 5 er et isometrisk snitt av en målbrønn og en brønn som blir

boret.

Figur 6 er et sideriss av et LWD-verktøy som viser lik avstand av hydrofoner langs borestrengen i henhold med en annen eksemplifisert (eller alternativ) utførelse av oppfinnelsen. Figur 7 er et sideriss av et LWD-verktøy som viser ulik avstand av hydrofoner langs borestrengen i henhold til en annen eksemplifisert (eller alternativ) utførelse av oppfinnelsen. Figur 8 er en illustrasjon av et geostyringssystem hvor geofoner er montert på stabilisatorer med justerbare blader. Figur 9 er et skjematisk diagram av en elektronisk databehandlings-krets som er passende for en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelsen. Figurene 10A -10C er tidsdiagrammer («timing») for en enslig mottaker som illustrerer starttider og ankomsttider for akustiske signaler. Figur 11 er et tidspunktsdiagram for en oppstilling av mottakere som

illustrerer forskjellene i ankomsttider.

Figur 12 er et flytskjema som viser en trianguleringsteknikk for å

bestemme plasseringen av en målbrønn.

Figur 13 er et flytskjema som viser en holografiteknikk for å bestemme

plasseringen til en målbrønn.

Figur 14 er et perspektiv ovenfra på en geostyringsstabilisator. Figur 15A - B er eksempler på bølgeformer som blir generert av en

styrt kilde.

Figur 16 er en illustrasjon på å finne en kildeplassering ved bruk av

trianguleringsteknikken.

Figur 17 er en illustrasjon av en strålekurve fra en hypotetisk kilde mot en mottakerposisjon.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Viser nå til figur 5 som er en aktiv brønn 10 vist med mottakerne 40, 42, 44, 46, 48 for lokalisering av en kilde 30 i en målbrønn 20. Under operasjon sender kilden 30 et gjenkjenningssignal som blir påtrykt den omkringliggende formasjonen. Ved en avstand bortenfor mottar mottakerne 40, 42, 44, 46 og 48 gjenkjenn-ingssignalet og lagrer en digital representasjon av det mottatte signalet. Disse digitale data blir analysert i en prosessor enten nede i hullet eller ved overflaten for å bestemme avstand og retning fra mottakeren(e) til kilden.

Den foreliggende oppfinnelsen krever et minimum av en mottaker i den aktive brønnen som blir boret. Det blir foretrukket, og vist i figur 5, at boresystemet omfatter flertallige mottakere, med omtrentlig 8 mottakere som et foretrukket antall. Utførelsen med enslig mottaker i den foreliggende oppfinnelsen krever at operatøren til boresammenstillingen gjøren lesning, borer for en viss tidsperiode for å endre posisjonen til mottakeren, og så gjør en andre lesning. En oppstilling av mottakere tillater at operatøren av boresammenstillingen gjør flertallige lesninger ved ett eneste tidspunkt. En oppstilling av mottakere med et større antall av mottakere tillater at mer data blir innsamlet med mindre målefeil. I en utførelse med enslig mottaker samsvarer lokasjonene 50, 52, 54, 56, 58 til de flertallige posisjonene til den enslige mottakeren under boring mens boresammenstillingen nærmer seg kilden 30. Alternativt, i en utførelse med flertallige mottakere, kan lokasjonene 50, 52, 54, 56 og 58 samsvare til en oppstilling av n mottakere 40, 42, 44, 46 og 48 ved et eneste tidspunkt, Som det blir vist i figur 5 er kilden plassert ved posisjonen (xs, ys, zs) mens de n mottakerne er plassert ved (xn, yn, zn) res-pektivt. Representative strålebølgeformer 90 til de n mottakerne blir også vist i figur 5.

I den foretrukne utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen blir det foretrukket at kilden 30 i målbrønnen 10 er en akustisk sender. Selv om kilden 30 kan omfatte en elektromagnetisk sender eller en annen type av energikilde blir det foretrukket at kilden 30 er en akustisk sender siden akustiske bølger er i stand til å bre seg ut en lang distanse og er ikke begrenset av et mediums resistivitet. Slik det er kjent på fagområdet er den maksimale utbredelsesdistansen en bølgeform avhengig av utbredelseskarakteristikken til mediet gjennom hvilket den brer seg. I tillegg brer lavfrekvente akustiske bølger seg lenger enn høyfrekvente akustiske bølger i et forhold proporsjonalt med bølgelengden. For eksempel kan en bølge-form med en frekvens på 500 Hertz bre seg en kilometer, mens en bølgeform ved en frekvens på 100 Hertz kan reise 5 kilometer. En annen begrunnelse til at akustiske kilder blir foretrukket er at akustiske kilder er i stand til å sende flertallige modus eller faser av utbredelse. Slik det er velkjent innen faget kan akustiske signaler generere to forskjellige bølgetyper i en formasjon, vanligvis referert til som kompresjonsbølger og skjærebølger (compressional waves and shear waves.). Hver bølgetype har dens egen amplitude, frekvens og hastighet. Kompresjons-bølger (også kjent som P-bølger, «dilational waves» eller trykkbølger) er typisk hurtige, med lav amplitude og lengderetningsbølger generert parallell til retningen av bølgeutbredelse. Skjærebølger (også kjent som S-bølger, «distortional waves» eller rotasjonsbølger) er tregere, med typisk moderat amplitude og transverse bølger generert rettvinklet på retningen til bølgeutbredelsen. Siden kompresjons-bølger brer seg hurtigere utover vil normalt det opprinnelige mottatte bølgetoget være en kompresjonsbølge. Likevel, avhengig av den relative posisjonen til kilden og sensoren og om kilden generer begge typene av bølger, kan enten en P-bølge eller en S-bølge ankomme først ved mottakeren.

Den akustiske kilden 30 kan også være styrt eller tilfeldig. En styrt kilde sender en forutsigelig bølgeform slik som et sveipende frekvenssignal eller et pulssignal. Passende styrte kildesendere inkluderer piezoelektriske eller magneto-striktive anordninger. Frekvenssveipsignalet går gjennom et område av frekvenser slik det blir illustrert i figur 15A. Frekvenssveipsignalet maksimerer sannsynligheten for at gjenkjennelig signal skal bli detektert og bli gjenkjent av mottakeren siden det typisk er enklere å korrelere de utsendte og mottatte signalene om en frekvenssveip blir utsendt. Alternativt kan en styrt kilde 30 sende et pulssignal som har en frekvens avhengig på kjente formasjonsegenskaper og den estimerte distansen mellom kilden og mottakeren(-e). Et eksemplifisert pulssignal blir illustrert i figur 15B. Selv om pulssignalet er mer vanskelig å identifisere enn et frekvenssveipsignal er det enklere å identifisere og sammenligne ved mottakeren enn et tilfeldig signal. Eksempler på tilfeldige kilder omfatter en mål-borkrone som driver med boring eller en utblåsning i foringen gjennom hvilken væske flyter, slik det blir illustrert i figur 2.

Viser fremdeles til figur 5 hvor sensorene 40, 42, 44, 46 og 48 foretrukket omfatter enten hydrofoner eller geofoner eller en kombinasjon av de to. Sensorene 40, 42, 44, 46 og 48 kan være en del av et kabelsystem, del av et LWD-system eller del av et geostyringssystem. Data innsamlet under boring kan med en gang bli sendt til overflaten for behandling, lagret for senere oversending eller gjenkjent ved overflaten når sensorsammenstillingen bringes til overflaten. Alternativt kan data innsamlet av mottakerne 40, 42, 44, 46 og 48 bli behandlet nede i hullet.

Viser nå til figur 6 hvor en seksjon av borestrenger i en borestreng 600 blir vist i et borehull 610. Hydrofoner 640, 642, 644 og 646 er plassert langs borestrengen 600. Hydrofonene 640, 642, 644 og 646 blir vist i en spredt konfigurasjon på motsatte sider av borestrengen 600, selv om fagfolk vil forstå at hydrofonene kan være innrettet aksielt. Under operasjonen blir borestrengen 600 plassert i borehullet 610, mens borekronen 630 blir benyttet for å bore flere seksjonen av brønnen 610. Boreslam 650 blir pumpet fra overflaten og gjennom borekronen 630 via borestrengen 600. Boreslammet 650 (vist med piler) strømmer så opp gjennom hulrommet 660 til overflaten for å bli gjenvunnet og sendt ned gjennom hullet igjen. Boreslammet virker som en kjølende smørevæske og transporterer spon fra borekronen vekk fra borekronen 630. Boreslammet kan også virke som et kommunikasjonsmedium for å sende signaler fra boresammenstillingen til overflaten. Slik det er velkjent innen faget og ved å endre strømen av boreslam gjennom det indre av borestrengen, kan trykkpulser bli generert i form av akustiske signaler gjennom søylen av borevæske. Ved å selektivt variere trykkpulsene kan kodede binære trykkpulssignaler bli generert for å bære informasjon som indikerer nedihulls parametere til overflaten for analyser.

Hydrofonene 640, 642, 644 og 646 blir fordelaktig plassert langs borestrengen i en bestemt avstand. Dermed blir hydrofonen 640 plassert i en konstant avstand di fra borekronen 630, hydrofonen 642 plassert i en avstand 62fra hydrofonen 640, hydrofonen 644 i en vertikal avstand d3fra hydrofonen 642. Denne sekvensen fortsetter inntil alle hydrofonene er plassert på borestrengen. Selv om figur 6 bare viser fire hydrofoner er det foretrukne antallet av hydrofoner åtte som forklart over. Distansen di blir foretrukket holdt så liten som mulig (altså er hydrofonen 640 plassert tett ved borekronen). Som et resultat detekterer hydrofonen 640 kildeutsendelser på det tidligst mulige tidspunkt og tillater på den måten kurs-rettelser så snart som mulig. I kontrast til dette blir avstandene d2, d3, etablert basert på to konkurrerende betraktninger. På en side burde avstandene mellom mottakerne ideelt væra lik en bølgelengde. På den annen side blir et høyere frekvenssignal foretrukket når mottakerne beveger seg mot signalkilden på grunn av oppløsningen forbedres når frekvensen økes. Dette betyr at det blir foretrukket at den akustiske frekvensen til kilden øker når mottakeroppstillingen kommer nærmere kilden.

I den foretrukne utførelsen og med henvisning til figur 6 er mottakeroppstillingen konfigurert ved den antagelsen at signalkilden i målbrønnen vil sende signaler ved en lav frekvens f|OWog ved en høy frekvens fhigh- Der blir foretrukket av den høye frekvensen blir valgt som et flertall av det lave frekvenssignalet (fhigh=K fiow) slik at bølgelengden til det lavfrekvente signalet Ziow er et flertall av bølgelengdene til det høye frekvenssignalet Zhigh(Ziow= K Zhigh)- Mottakeroppstillingen blir så valgt med hver mottaker skilt i en avstand en lik distanse d sam-svarende til bølgelengden på det høyfrekvente signalet (Zhigh) slik at d = Zhigh- På denne måte vil hver K mottaker bli plassert i en avstand lik bølgelengden til det laveste frekvenssignalet (Zow)- Dermed, om det høyfrekvente signalet er fire ganger frekvensen til det lavfrekvente signalet er K = 4. Bølgelengdene vil på lik måte være multipler av hverandre der det lavfrekvente signalet har en bølge-lengde Ziow fire ganger så lang som det høyfrekvente signalet (Zhigh)- Alle mottakerne vil være plassert en avstand i fra hverandre definert av Zhigh, og den første og femte mottakeren vil være plassert i en avstand fra hverandre lik Ziow- Det lavfrekvente signalet er dermed behandlet ved å benytte mottaker Ri og R5(eller R2og R6, R3 og R7, ...), mens høyfrekvente signaler blir behandlet med alle mottakerne.

Figur 7 illustrerer en annen alternativ plassering. Igjen er færre mottakere enn de foretrukne åtte vist. Denne alternative avstandsplasseringen plasserer mottakerne ved forskjellige distanser fra hverandre slik at ds ikke er lik d6.1 denne alternative utførelsen vil mottakeren nærmest borekronen alltid bli benyttet, men mens frekvensen til kilden øker benyttes ideelt forskjellige mottakere. Viser til figur 7 hvor, ved lav frekvens c, mottakerne 740 og 746 er adskilt ved en bølgelengde. Ved høyere frekvens d er mottakerne 740 og 742 skilt med en bølgelengde. Dermed, avhengig av kildefrekvensen, blir forskjellige mottakerpar plassert ved den ideelle distansen på en bølgelengde.

Figur 8 illustrerer bruken av geofonsensorer i et geostyringssystem som benytter justerbare stabilisatorer slik det er vist i søkerens US-patent nr. 5,332,048, der hele herved er tatt inn som referanse. Brønnboringen 810 inneholder en seksjon av en borestreng 820. Den justerbare stabilisatoren 830 omfatter foretrukket finnene 832, 834, 836 som bevirker endring av den vinkel-retningen til borestrengen 820 i borehullet 810 slik det er beskrevet i US-patent nr. 5,332,048. Hvert blad inneholder en geofon 840 som detekterer akustiske signaler 90 fra en akustisk kilde 30 (figur 5). Geofonen 840 blir foretrukket innelukket i en beskyttende boks som beskyter transduseren 848 fra borehullet 810 men som tillater innkommende akustiske signaler 90 å bli mottatt av transduseren 848. Akustiske signaler 90 brer seg fra den akustiske kilden 30 gjennom de omkringliggende formasjonene 850, gjennom det beskyttende materialet 845 og til transduseren 848. Transduseren 848 vibrerer så i respons på det mottatte akustiske signalet og genererer et elektrisk signal.

Geofoner blir i visse aspekt foretrukket fremfor hydrofoner på grunn av deres tredimensjonale detekteringsevner. Om geofoner er valgt som nedihulls mottakere er de foretrukket i flukt med (eller i kontakt med) veggen til borehulls-formasjonen og burde derfor bli plassert rundt periferien til borehullet. Figur 14 viser et snitt ovenfra av stabilisatoren 830 tatt langs linjene 14-14 i figur 8 innenfor borehullet 810. Hver finne 832, 834 og 836 omfatter en geofon 840 (ikke vist).

Mens geofoner kan bli benyttet som sensorer som et tillegg til hva geo-styringssystemet omfatter er finnene til en justerbar stabilisator 830 en passende plass å montere geofoner siden bladene 832 - 836 typisk er i tett nærhet med veggen til brønnboringen. I en vist utførelse blir data innsamlet av geofonen 840 sendt til overflaten og behandlet for å bestemme karakteristikkene til den omkringliggende formasjonen og lokasjonen til en akustisk kilde. En operatør benytter så disse data for å styre styringssystemet. Alternativt kan disse data bli behandlet nedihulls og benyttet i et styringssystem med lukket sløyfe hvor borekronen automatisk borer mot et mål.

Viser nå til figurene 10A - 10C hvor utførelsen med enslig mottaker beskrevet over krever underjordiske lesninger som er adskilt i tid. Figur 10A - 10C illustrerer en idealisert mottatt bølgepuls ved en enslig mottaker ved tre forskjellige tidspunkt. Når det benyttes en enslig mottaker må startidene, TSi, TS2, etc. og ankomsttidene, Tm, Ta2, etc. være kjent for å etablere reisetiden, T-n, Tj2, etc. til hvert bølgetog mellom kilden og mottakeren. I figur 10A er det vist startiden til et første bølgetog, TSi, og dets etterfølgende ankomsttid, TAi. Slik det er innlysende fra figur 10A må starttidspunktet være kjent for å beregne reisetiden, Tn. Nøyaktig bestemmelse og synkronisering av start og ankomst tidspunktene gjør utførelsen med enslig mottaker mer komplisert.

I kontrast ved utnyttelse av flertallige mottakere er ikke identifikasjon av starttidspunktet påkrevd. Figur 11 er en graf som viser ankomsttidene ved på-følgende mottakere langs borestrengen av en ideell bølgeform. Det akustiske signal e ankommer ved sensor 40 ved en tid t-i. Akustisk signal f ankommer så litt senere ved sensor 42 ved tiden t2. Sensor 44 detekterer signalet g ved tiden t.3.1 stedet for å benytte reisetiden, T-r, som forklart med henvisning til en enslig mottaker tillater flertallige mottakere bruk av forskjellen i ankomstider At mellom en tidligere mottaker og en senere mottaker (f.eks. Ati, At2, At3) for å finne kildeposisjonen.

Bruken av flertallige mottakere forbedrer også ytelsen til den foreliggende oppfinnelsen på grunn av samsvarigheten. Hver mottaker i en oppstilling med flertallige mottakere mottar den samme bølgeformen (ved litt forskjellige tidspunkter) slik at det er enklere å sammenligne bølgene. Som det vil bli verdsatt av en ordi-nær fagperson er dette viktig når støy er tilstede.

Den tilfeldige støyen som påvirker utseendet til hvert mottatt signal er ikke vist i figurene 10 og 11. Tilfeldig støy kompliserer identifikasjonen av de mottatte bølgeformene og lager en mangel på samsvar mellom mottatte signaler i utførel-sen med enslig mottaker. For å redusere forstyrrelse fra påtrykt støy kan operatør-en stoppe boringen i det mottakende borehullet mens målingene blir tatt. Videre kan andre mottakere i tillegg bli tilført siden et økt antall av sensorer gjør det enklere å filtrere ut slik støy. Når en borekrone er benyttet som den akustiske signalkilden er identifikasjon av dets signal ved en mottaker i et separat borehull for-enklet ved registrering av borekronesignalet ved overflaten eller ved utsending av bølgeformer) til det tilfeldige kildesignalet til overflaten. Der blir det sammenlignet med signalet mottatt ved den akustiske mottakeren.

Uavhengig, slik en fagmann vil realisere, må innkommende signaler bli glattet og filtrerte for å eliminere støy. Kretsene benyttet i den foretrukne utfør-elsen for å generere de utsendte signalene og for å glatte og behandle de mottatte signalene blir vist i figur 9. Viser nå til figur 9 hvor elektronikken for den foretrukne utførelsen inkluderer mottakere (bare to er vist i figur 9 som Ri og R2for å forenkle figuren), signalforbedring og behandlingskreter 910, en digital signalprosessor (eller DSP) 930, en nedihulls mikroprosessor (eller mikrokontroller) 940, en nedihulls minneanordning 955 og en boreslam-kontroller 975.

I den foretrukne utførelsen, hvor flertallige mottakere er implementert, er flertallige signalveier påkrevd til DSP'en 930. Om tilleggsmottakere blir benyttet må tilleggsveier for disse bli tilført. Mottakerne Ri og R2mottar akustiske signaler fra formasjonen og produserer i respons et analogt, elektrisk signal. Det analoge, elektriske signalet blir foretrukket forsterket gjennom passende signalforbedrings-kretser 910. Slik en fagmann vil forstå kan kretsene for forbedring inkludere impe-dansebuffere, filtre, forsterkningsstyringer eller andre passende kretser for på skikkelig måte å forbedre det mottatte analoge signalet for behandling av andre kretskomponenter. I den foretrukne utførelsen inkluderer forbedringskretsene et filter for å ekskludere lavfrekvent støy som er tilstede under boring.

Det behandlede signalet blir påtrykt en analog-digital-omformer (A/D) 920 for å omforme det analoge signalet til et digitalt signal. For å vedlikeholde den omtrentlige graden av nøyaktighet har A/D-omformeren 920 foretrukket en opp-løsning på i det minste 12 biter. Det digitale utsignalet fra A/D-omformerne 920 blir påtrykt til FIFO-bufferne 925 (Fl FO = Først inn først ut). Fl FO bufferne 925 fung-erer foretrukket som en minneanordning for å motta de asynkrone signalene fra mottakerne, akkumulere disse signalene og sende signalene til den digitale signalprosessoren 930 over en ønsket datarate for å muliggjøre operasjoner i den digitale signalprosessoren. FIFO-bufferne 925 har foretrukket en kapasitet på i det minste 1 kilobyte. Date fra FIFO-bufferne 925 blir sendt over en høyhastighets parallell DMA-port 935, som her har en foretrukket bredde på i det minste 16 bit. Dermed tar signalforbedingen og behandlingskretsene 900 det analoge signalet fra mottakerne og produserer et digitalt signal med høy presisjon som er repre-sentativt på det mottatte akustiske signalet til den digitale signalprosessoren 930.

Den digitale signalprosessoren (DSP) 930 omfatter foretrukket en 32-bit prosessor med flytende komma. Slik det blir vist i figur 9 mottar DSP'en 930 den digitaliserte representasjonen av det mottatte akustiske signalet over den 16-bit store databussen 935. DSP 930 er også sammenkoblet til mikroprosessoren (eller mikrokontrolleren) 940 via en multiplekset adresse og databuss 938.1 henhold til den foretrukne utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen utfører DSP'en 930 beregninger og behandlinger på datasignalene og gir resultatene av disse be-handlingene til mikroprosessoren 940.

Mikroprosessoren 940 omfatter foretrukket en full 16-bits prosessor som er i stand til å motstå den høye temperaturen nede i borehullet. Som diskutert over sammenkobles mikroprosessoren 940 foretrukket til den digitale signalprosessoren 930 gjennom en 16-bit multiplekset adresse og databuss 938. Mikroprosessoren 946 ter også tilkoblet gjennom en multiplekset adresse og databuss 945 til en minneoppstilling 955, som igjen er styrt av en portoppstillingskontroller 950. Mikroprosessoren 940 tilfører foretrukket utsignaler til boreslam-pulskontrolleren 970 på databussen 958 for sending til overflaten via pulssignaler i boreslammet modulert på søylen av boreslam 980. De digitale utsignalene på databussen 958 blir tilført en digital/ analog-omformer (D/A) 960, hvor signalene blir omformet til serielle analoge signaler. I den foretrukne utførelsen mottar også mikroprosessoren 940 signaler fra kontrolleren 970 for slampulseren gjennom en analog/digital-omformer 965. På denne måte kan også mikroprosessoren 940 motta operasjons-instruksjoner fra en kontroller 985 ved overflaten.

En eksemplifisert utførelse har blitt vist og beskrevet for de elektroniske loggekretsene for å implementere en kort akustisk pulsoverføring, men fagfolk vil forstå at de elektroniske kretsene kunne bli konstruert på mange andre måter uten å skille seg fra prinsippene som her er omtalt.

I utførelsen vist i figur 9 omfatter den nedihulls minneanordningen 955 foretrukket en oppstilling av «flash»-minne enheter. I den foretrukne utførelsen har hver av minneanordningene en lagringskapasitet på 4 Megabytes, og en oppstilling på 9 «flash»-minner tilveiebringes for å gi en total lagringskapasitet på 36 Megabytes. Mer eller mindre minne kan tilveiebringes som påkrevd for den spesielle bruken. I den foretrukne utførelsen tilveiebringer DSP'en 930 og mikrokon- traileren 940 analyser i virkelig tid av de mottatte akustiske bølgene for å tillate avgjørelser i virkelig tid vedrørende boreoperasjonene. Hele den digitaliserte bølgeformen er likevel lagret i nedihulls minnet 955 for påfølgende innhenting når bunnens boresammenstilling blir dratt ut fra brønnen. Data blir skrevet til minnet 955 gjennom en kontroller 950 for portoppstillingen («gate array controller») i henhold til konvensjonelle teknikker.

Slampulseren 975 tillater at akustiske slampulssignaler blir sendt gjennom søylen av boreslam 980 til overflatekontrolleren 985 under boringen av brønnen. Slampulseren 975 omfatter foretrukket en assosiert kontroller 970 for mottak av analoge signaler fra D/A-omformeren 960 og driver slampulseren 975 som en respons på dette. I tillegg, i den foretrukne utførelsen, omfatter slampulseren 975 en transduser for deteksjon av slampulseren fra overflatekontrolleren 985. Ut-gangen til transduseren er foretrukket tilkoblet til kontrolleren 970 som dekoder signalene og produserer et utgangssignal til mikroprosessoren 940 gjennom analog/digital-omformeren 965.

Som forklart over kan det mottatte bølgetoget være en kompresjonsbølge, en skjærebølge, en kompresjonsbølge fulgt av en skjærebølge, eller en skjære-bølge fulgt av en kompresjonsbølge. Analyser av det mottatte bølgetoget ved overflaten eller av DSP 930, slik som av en algoritme for faseutvelging som er ledet av utseende (eller likhet), er påkrevd for å identifisere de hovedfasenes ankomst. Flertallige faseankomster indikerer flertallige kilder, flertallige modus fra en enslig kilde, refleksjoner fra geologiske lag eller en kombinasjon av disse. Feil i identifikasjon av typen bølge som er mottatt forårsaker en dårlig forutsigelse av kildelokaliseringen. Men kompresjons og skjærebølger er nært beslektet gjennom formasjonsegenskapene, slik at ankomstforsinkelser mellom kompresjons og skjærebølger kan beregnes og er forutsigelig for en gitt kilde. Om tidsforsinkelsen mellom to mottatte bølgetogsignaler ved mottakeren samsvarer til den forutsette tidsforsinkelsen mellom forskjellige modus er det sannsynlig at to modi fra en kilde er i ferd med å bli mottatt ved mottakeren. Deteksjon i tillegg eller tilleggsmottakere i oppstillingen ville hjelpe med fastslå eller underbygge denne kon-klusjonen.

Det skal nå henvises til detaljene i trianguleringsteknikken og den holografiske teknikken benyttet for å bestemme kildeplasseringen. Teknikkene kan bli benyttet enten alene eller i kombinasjon.

Trianguleringsteknikken

Generelt bestemmer trianguleringsteknikken posisjonen til en kilde ved bruk av tre forskjellige deteksjoner og den pytagoreiske læresetning. Slik det kan bli sett med henvisning til figur 12 blir bølgeformer mottatt i steget 1200 og sammenlignet av en faseutvelgingsalgoritme i steget 1210 slik det er velkjent innen fagområdet. En første båndpass-filtrering kan bli benyttet for å forbedre signal-kvaliteten. Så blir en estimert utbredelseshastighet fra steget 1220 anvendt på den pytagoreiske læresetning ved steget 1230. En løsning av ligningen ved minstekvadraters metode ved steget 1240 gir størrelsen til avstanden fra en mottaker 40 til kilden 30. Det fremgår klart at en modellering av den enslige avstanden bestemt i steget 1250 etablerer en halvkuleformet overflate på hvilken kilden kan være lokalisert. Bruk av den pytagoreiske læresetning ved steget 1230 på en annen mottaker 42, eller den samme mottakeren 40 ved en forskjellig posisjon, gir en annen halvkuleformet overflate på hvilken kilden må være lokalisert. Skjæringslinjen til disse to halvkulene lager en sirkel der signalkilden kan være lokalisert på et hvert punkt av denne. Analyse av en tredje mottaker eller en tredje posisjon for en mottaker ved steget 1230 lager en tredje halvkule på hvilken kilden kan være lokalisert og på den måten begrenser plasseringen av signalkilden til et enslig punkt. Dermed blir kildeplasseringen (xs, ys, zs) blir utledet som skjæringspunktet ved steg 1270. Kildeplasseringens tvetydighet blir redusert når mottakerne er på vei rett mot eller i en konfigurasjon i linje med hensyn på den akustiske kilden. Figur 16 illustrerer denne modelleringen selv om den modellerte geometriske formen er en sirkel og ikke en halvkule, siden figur 16 bare er todimensjonal. Den akustiske bølgen 90 mottatt ved posisjonen 50 av en mottaker gir informasjon om distansen n til kilden 30. Denne distansen n er modellert som sirkelen 1600. På samme vis gir den akustiske bølgen 90 mottatt ved posisjonen 52 av en mottaker informasjon om distansen r2til kilden 30. Denne distansen r2er modellert som sirkelen 1610. Denne sekvensen modellerer distansen r$som gir sirkelen 1620. Skjæringen av disse tre sirklene peker ut den ene plasseringen i rommet som samsvarer til kildeposisjonen 30.

Spesifikt kan vi la en kildeposisjon i kartesiske koordinater være (xs, ys, zs) med den n-te mottakerposisjon i en oppstilling av mottakere i observasjonsrønnen være (xn, yn, zn). Et pytagoreisk forhold mellom kilden og den n-te mottaker vil være

hvor (tn-ts) er gangtiden forden gjennomsnittlige hastighetsutbredelsen (V) mellom kilden og mottakeren og distansen på den høyre siden av ligningen blir etablert av forholdet at distanse er lik hastighet multiplisert med tid. For en utbredelseshastighet (V) girde påfølgende mottakerparene (n-te til k-te) de lineære ligninger,

hvor n ikke er lik k. Ligningen (2) har fem ukjente verdier (xs, ys, zs, ts, V) med n!/2!(n-2)! mulige kombinasjoner av mottakerpar. Her kunne ts(kildens starttids-punkt) eller V (gjennomsnittlig hastighet fra signal til mottaker) bli antatt eller estimert for å bestemme de gjenværende fire ukjente parametrene. Ofte er et estimat på V kjent fra tidligere undersøkelser av seismiske hastigheter eller akustiske brønnlogger. Alternativt kan velkjente målingsteknikker bli benyttet for å finne et omtrentlig gjennomsnitt for hastigheten til utbredelsen. Hastighet kan også bli utledet fra et større antall av målinger. Den lineære ligningen (2) blir så løst av minste kvadrat metoden. Det er et behov for å vurdere forskjellige typer av minste kvadrat algoritme for å oppnå det endelige mål. En gjentakende prosess kunne bli utnyttet for å finpusse den opprinnelige antatte hastigheten.

Tre målinger er ikke nødvendig om annen informasjon er kjent. Den pytagoreiske læresetningen trenger bare et distansegrunnlag. De kjente variablene kan være utbredningstiden til bølgen mellom kilden og mottakeren og den omtrentlige akustiske hastigheten, eller forskjellen i ankomsttider til kompresjonsbølgen i hver av mottakerne og den passende

utbredelseshastigheten, eller forskjellen i tid mellom ankomsten til

kompresjonsbølgen og skjærebølgen og utbredelseshastigheten til hver av disse. Likevel, dess større antall avmottakere dess mer presist kan plasseringen til kilden bli definert.

Holografisk teknikk

Selv om trianguleringsteknikken som blir beskrevet over er nyttig, benytter den gjennomsnittlig utbredningshastighet og antar en rettlinjet reisevei for den akustiske bølgen fra kilden til mottakere. I virkeligheten kan det være refraksjon, refleksjon og en kjent hastighetsstruktur. Slik det er velkjent innen fagområdet reiser en akustisk bølge gjennom forskjellige medium ved forskjellig hastigheter, og den blir refraktert (avbøyd) til en ny retning i henhold til Snell's lov ved hvert grensesnitt hvor utbredelseshastigheten endres. Hastighetsstrukturen til formasjonene mellom kilden og brønnen som blir boret dikterer ruten en akustisk bølgeform tar. Dermed kan den korteste akustiske veien mellom to punkter ikke være en geometrisk rett linje. Når hastighetsstrukturen er kjent kan den korteste akustiske veien mellom to punker lett finnes gjennom variasjonsberegninger.

Den holografiske teknikken er en beregningsintensiv løsning for å finne kildeplasseringen som gir både kildeposisjonene og kildens styrke. Den holografiske teknikken benytter en kjent hastighetsstruktur for å tilbake-projisere og finne forskjellige kandidater for kildeplassering. Hver mottaker eller mottakerposisjon har derfor sitt eget kart med kandidater til kildeplassering. Der kildeplasseringer overlapper mellom kart har en kilde blitt funnet. Gjennom denne metoden kan flere kildeplasseringer og deres relative styrker bli bestemt gjennom observasjoner fra en mottakeroppstilling alene. For å etablere posisjonen til flertallige kilder er flertallige mottakere påkrevd.

Det vises nå til figur 13 hvor en signalforbedringsalgoritme ved steget 1310 inkluderer filtrering og reduksjon av koherensstøy først blir påført mottaker-signalet ved steget 1300 slik det er velkjent innen fagområdet. Så blir en hypotetisk kildeposisjon funnet ved å tilbakeprojisere gjennom en kjent hastighetsstruktur. Tilbakeprojisering består av først å dividere arealet som omringer mottakeroppstillingen til et antall av tredimensjonale celler kjent som «voksler» ved steget 1320 basert på en kjent hastighetsstruktur. Det vises for eksempel til figur 17 hvor hver blokk 1700 er en vokselcelle. Selv om vokslene 1700 ser ut til å ha like volumer er dette usannsynlig i virkeligheten. I stedet er det den kjente hastighetsstrukturen som bestemmer volumene til hver voksel 1700.

Så blir hver voksel tildelt en utbredningshastighet som samsvarer til den kjente hastighetsstrukturen. I det tilfellet at ingen hastighetsstruktur er kjent kan den gjennomsnittlige utbredelseshastigheten til bølgen bli antatt fra forskjellen i signalmottakningstid mellom mottakerparene (At). Voksler trenger ikke nødvendig-vis å ha forskjellige tildelte utbredelseshastigheter. Den samme hastigheten kan bli tildelt hver voksel. En posisjon blir så valgt som en mulig akustisk kildeposisjon ved stegene 1330 i figur 13. Alle mulige strålekurver (altså veien en akustisk bølge følger) blir beregnet og den strålekurven som har den korteste gangtiden blir valgt gjennom forskjellige beregninger i steget 1340 basert på de tildelte vokselhastig-hetene og Snells lov. Figur 17viser en mulig strålekurve 1710 fra en kilde 30 til en mottakerposisjon 50. Alternativt kan tilbakeprojiseringen begynne ved sensor-plasseringen og modellere en strålekurve bakover til en kildeplassering.

Hver kandidat for kildeplassering har en starttid beregnet fra den akustiske bølgens utbredelseshastighet og den akustiske avstanden fra mottakeren. For eksempel kan starttiden bli utledet fra den kjente sammenhengen:

Ts= bølgeformens starttid og

Tn= bølgeformens ankomsttid ved den anvendelige mottakeren.

T(xn,Xs) = tiden til signalet mellom kilden og den anvendelige mottakeren.

Et tidsvindu sentrert på gangtiden fra en tildelt voksel blir så valgt for hver mottaker ved 1350. Det betyr at en gangtid mellom den tildelte voksel som den hypotetiske kilden og mottakeren er kjent. Dermed omringer et rom-tid-kart av mulige kildeplasseringer og starttider for en mottakers bølgeform hver mottaker. Et felles referansepunkt i tid er påkrevd for å lage mening av sammenligningen av kartene med mulige kildeplasseringer og starttider. For å gi hver mottaker et felles referansepunkt i tid bør et felles tidsvindu bli benyttet for på den måten å tilføre størrelsen til hver At. Hvor kildeplasseringer og starttider sammenfaller eller krys-ser hverandre for alle kartene har kildeplassering(er) og starttid(er) blitt funnet.

For å matematisk utføre sammenligningen mellom kartene blir responsen ved hver mottaker transformert over i bølgetall-planet ved 1360-64. Resultatene blir så summert over alle mottakerne 1370 og summert over alle frekvensene 1375. Dette gir kildeplasseringen. Kvadratet av størrelsen til tidsplansfunksjonen 1380 som representerer hver kilde, gir den øyeblikkelige kraften gitt av kilden (altså styrken til kilden) ved mottakerplasseringen. Steget å transformere mottaker-responsen til bølgeantall-planet skal bli forklart. De tre komponentresponsene til en mottaker xn(xn, yn, zn) registrert fra en kilde ved xs (Xs, ys,Zs) som oppstår ved tiden ts(starttiden) for en spesiell bølgetype kan bli representert som

hvor

un = responsene ved mottaker xn,

us = kilde-forskyvning ved Xs,

n = overføringsledd mellom kilde og mottaker,

<<>R = geometrisk spredning, og

3 = kildens strålemønster i polare koordinater (6, q>). For et elastisk medium er parametrene, hvor p(x) er tetthet og V(x) er hastighet hvor J er strålerøret Q og gangtid. Fouriertransformering av ligning (5) resulterer i den følgende ligningen, eller hvor Ligning (5) representerer den rekonstruerte kilden ved posisjonen xs fra den enslige mottakeren xn. For N antall av mottakere er den totale rekonstruksjonen ved xs

"i

Her er

Xi den første mottakeren i oppstillingen,

xNden n-te mottakeren i oppstillingen.

Transformasjon fra rom-domenet til bølgetall-domenet

hvor hvor hver modus til signalet har dets egen bølgelengde, X. En tilnærmet antagelse kan så bli gjort ved høye frekvenser

hvor xmider midtpunktet til mottakeroppstillingen.

Om

hvor V er fasehastigheten, så er

Ved å bruke disse relasjonene kan bidraget til kilden ved xs i mediet fra det N-te observasjonspunktet bli skrevet som:

I frekvensplanet:

I tidsplanet:

Til sist er kildens bidrag ved et punkt xs gitt av ^]us(xs,ts) 2. Dette representerer

styrken til kilden ved punktet xs. Den holografiske metoden tillater mer enn en kildeposisjon og deres relative styrker å bli bestemt fra observasjonen av en enslig oppstilling.

Et tredimensjonalt display (fremvisningsskjerm) som inkorporerer de ovennevnte teknikkene kunne bli konstruert for å synliggjøre brønnposisjoner i virkelig tid. Synliggjøring i virkelig tid hjelper i å skille virkelige kilder fra fiktive kilder som f.eks. reflektorer. En reflektor dukker ofte opp som en kilde for mottakeroppstillingen og kan opprinnelig ikke skilles fra en kilde. Likevel, om det virker som om en av kildene beveger seg når en av mottakerne endrer posisjon eksisterer det en god sjanse for at det er en reflektor i stedet for en kilde som er oppdaget.

Videre kan amplitudesvekkingen bli benyttet som en diagnose for å bekrefte den antatte kildeplasseringen. Siden amplituden av en bølgeform svekkes under utbredelsen skulle amplituden av et mottatt signal generelt bli større når en mottaker eller en mottakeroppstilling kommer nærmere til kildeposisjonen.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for å bestemme plasseringen til en undergrunnskilde (30) som omfatter det å motta et akustisk signal ved flere mottakere (40, 42, 44, 46, 48) karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinnene av å: anordne et flertall av mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) i avstand fra hverandre aksialt langs et borestrenglegeme (600), filtrere det akustiske signalet fra de flere mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) med et filter (910), og lokalisere en kildes (30) posisjon fra det akustiske signalet ved hjelp av en prosessor (940).

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat mottakingen videre omfatter å motta det akustiske signalet ved de flere mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) som er anbragt i avstand fra hverandre aksialt langs borestrenglegemet (600) for et LWD-verktøy, verktøy for logging under boring.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert vedat mottakingen videre omfatter å motta det akustiske signalet ved de flere mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) som befinner seg i et stabilisatorblad (832, 834, 836).

4. Anordning for lokalisering av en undergrunnskilde (30) fra en mottaker (40, 42, 44, 46, 48) i undergrunnen, hvilken anordning omfatter et flertall mottakere (40, 42, 44, 46, 48) for å motta et akustisk signal, et filter (910) assosiert med mottakeren (40, 42, 44, 46, 48) for å filtrere det akustiske signalet, og en prosessor (940) innrettet for å finne kildens (30) posisjon fra signalet, karakterisert vedat mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) er anbragt i avstand fra hverandre aksialt langs et borestrenglegeme (600).

5. Anordning ifølge krav 4, karakterisert vedat prosessoren (940) er innrettet for å finne kildens (30) posisjon ved å beregne strålebane og gangtid fra hypotetiske kildeposisjoner til mottakeren (40, 42, 44, 46, 48).

6. Anordning ifølge krav 4 eller 5, karakterisert vedat den er en LWD-anordning, anordning for logging under boring.

7. Anordning ifølge krav 4, 5 eller 6, karakterisert vedat den innbefatter minst tre mottakere (40, 42, 44, 46, 48).

8. Anordning ifølge ett av kravene 4 eller 7, karakterisert vedat mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) er plassert i et stabilisatorblad (832, 834, 836).

9. Anordning ifølge et av kravene 4 til 8, karakterisert vedat prosessoren (940) tilveiebringer et signal som representerer kildens (30) posisjon, til et sanntidsdisplay.

10. Anordning ifølge et av kravene 4 til 9, karakterisert vedat mottakerne (40, 42, 44, 46, 48) er anbragt med like mellomrom langs borestrenglegemet (600).