NO333418B1

NO333418B1 - Apparatus for use in drilling paint as well as a method for determining, during drilling a borehole with a drill assembly, of a relevant parameter of the formation surrounding the borehole.

Info

Publication number: NO333418B1
Application number: NO20031437A
Authority: NO
Inventors: Macmillan M Wisler; Larry Wayne Thompson; Paul J G Seaton
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1997-12-18
Filing date: 2003-03-28
Publication date: 2013-06-03
Also published as: NO985922L; GB9828106D0; NO985922D0; NO324152B1; GB2334982A; NO20031437L; NO20031437D0; NO316537B1; GB2334982B; NO20031438D0; NO20031438L

Abstract

En fremgangsmåte og anordning for bruk ved måling-under-boring, for innhenting av informasjon om en formasjon, anvender følere (301) på hovedsakelig ikke-roterende puter (264) som er festet til et roterende hus (256) som utgjør en del av boresammenstillingen (90). Putene (264) er i kontakt med formasjonen. Følerne (301) kan være densitetsfølere, (NMR)-følere, resistivitetsfølere, soniske- eller elektromagnetiske følere. NMR-følerne kan benytte et statisk magnetfelt som kan være rettet i radial- eller lengderetning. Resistivitetsfølerne kan innebære direkte måling av lekkasjestrøm eller de kan være basert på induksjonsmetoder. De soniske følerne kan være tre-komponent-sendere og/eller mottakere for bestemmelse av kompresjon- og skjær-hastigheter hos formasjonen og kan også brukes til å anskueliggjøre formasjonen i en VSP eller en reversert VSP. I et alternativt arrangement roterer følerne med borkronen (50). En nedihull-mikroprosessor (272) analyserer dataene for å forbedre signal/støy-forholdet og for å redusere redundans i de ervervede data. Dybdeinformasjon kan ved hjelp av telemetri sendes fra en oppihull-kontrollerfor å lette prosessen. Nedihull- prosessoren (272) har tilstrekkelig minne til å lagre de behandlede data for påfølgende gjenvinning ved innføring av borestrengen i brønnen. Alternativt kan et undersett av de lagrede data ved hjelp av telemetri sendes opp gjennom hullet under boreprosessen.A method and apparatus for use in measurement-under-drilling, for obtaining information on a formation, employs sensors (301) on substantially non-rotating pads (264) attached to a rotary housing (256) forming part of the drilling assembly (90). The pillows (264) are in contact with the formation. The sensors (301) may be density sensors, (NMR) sensors, resistivity sensors, sonic or electromagnetic sensors. The NMR sensors can use a static magnetic field that can be directed radially or longitudinally. The resistivity sensors may involve direct measurement of leakage current or they may be based on induction methods. The sonic sensors may be three-component transmitters and / or receivers for determining the compression and shear rates of the formation and may also be used to illustrate the formation in a VSP or a reversed VSP. In an alternative arrangement, the sensors rotate with the bit (50). A downhole microprocessor (272) analyzes the data to improve the signal-to-noise ratio and to reduce redundancy in the acquired data. Depth information can be sent by telemetry from an open-hole controller to facilitate the process. The downhole processor (272) has sufficient memory to store the processed data for subsequent recovery upon insertion of the drill string into the well. Alternatively, a subset of the stored data by telemetry can be transmitted through the hole during the drilling process.

Description

Denne oppfinnelse angår ervervelse og behandling av data som erverves ved hjelp av et måle-under-boring (MUB)-verktøy under boring av en brønnboring. Nærmere bestemt angår oppfinnelsen fremgangsmåter og anordninger for ervervelse av data nede i borehullet ved bruk av følere i kontakt med borehullsveggen, behandling av disse data og overføring til overflaten, i sann tid, av parametere hos formasjonen som gjennomtrenges av borehullet når borehullet bores ved bruk av MUB-telemetri. This invention relates to the acquisition and processing of data acquired by means of a measurement-while-drilling (MUB) tool during the drilling of a wellbore. More specifically, the invention relates to methods and devices for acquiring data down in the borehole using sensors in contact with the borehole wall, processing this data and transferring to the surface, in real time, parameters of the formation penetrated by the borehole when the borehole is drilled using MUB telemetry.

US 5235285 omhandler elektromagnetiske induksjonsfølere på utsiden av et roterbart hus foruten retningsføler, telemetriinnretning, formasjonsevaluerings-følere montert på stabilisatorblader og prosessor. US 5235285 relates to electromagnetic induction sensors on the outside of a rotatable housing in addition to direction sensor, telemetry device, formation evaluation sensors mounted on stabilizer blades and processor.

US 5341886 omhandler et boresystem med formasjonsfølere foruten stabilisatorblader med sensorer montert på en ikke-roterende hylseseksjon som om-slutter den roterende borestrengen. US 5341886 relates to a drilling system with formation sensors in addition to stabilizer blades with sensors mounted on a non-rotating casing section enclosing the rotating drill string.

Moderne brønnboringsteknikker, særlig slike som gjelder boring av olje- og gassbrønner, innebærer bruk av flere forskjellige måle- og telemetri-systemer for å fremskaffe petrofysiske data, samt data tilknyttet boremekanismer under boreprosessen. Data erverves ved hjelp av følere som er plassert i borestrengen nær borkronen og enten lagret i nedihulls-minnet eller overføres til overflaten ved bruk av MUB-telemetrianordninger. Modern well drilling techniques, especially those that apply to the drilling of oil and gas wells, involve the use of several different measurement and telemetry systems to obtain petrophysical data, as well as data associated with drilling mechanisms during the drilling process. Data is acquired using sensors placed in the drill string near the drill bit and either stored in the downhole memory or transmitted to the surface using MUB telemetry devices.

Det er kjent å benytte en brønnanordning som innbefatter resistivitets-, gravitasjons- og magnetismemålinger på en roterende borestreng. En nedihulls-prosessor anvender gravitasjons- og magnetismedata til å bestemme borestrengens orientering og, ved bruk av målinger fra resistivitetsanordningen, å utføre målinger av formasjonsresistiviteten ved valgte tidsintervaller for å gi målinger fordelt rundt borehullet. Disse data komprimeres og overføres oppihull ved hjelp av et slampuls-telemetrisystem. Resistivitetsfølerens dybde beregnes ved overflaten og dataene dekomprimeres for å gi et resistivitetsbilde av borehullsveggflaten med en asimut-oppløsning på 30°. It is known to use a well device that includes resistivity, gravity and magnetism measurements on a rotating drill string. A downhole processor uses gravity and magnetism data to determine the orientation of the drill string and, using measurements from the resistivity device, to perform formation resistivity measurements at selected time intervals to provide measurements distributed around the borehole. This data is compressed and transmitted downhole using a mud pulse telemetry system. The resistivity probe depth is calculated at the surface and the data is decompressed to provide a resistivity image of the borehole wall surface with an azimuth resolution of 30°.

Kjente fremgangsmåter er begrenset til å utføre resistivitetsmålinger i grunnen under overflaten og unnlater å ta med i betraktning andre hensiktsmessige målinger som kunne foretas ved bruk av en MUB-anordning. Kjente anordninger er også begrenset til måleanordninger som roterer sammen med borestrengen og drar ingen fordel av aktuelle boremetoder der en slammotor benyttes og borkronen kan rotere med en annen hastighet enn borestrengen og der det kan finnes en ikke-roterende hylse som hovedsakelig ikke-roterende måleanordninger kan være plassert. Den hastighet hvormed målingene utføres, velges slik at den be-grenses av telemetrisystemets data-overføringshastighet. Kjente systemer drar således ikke fordel av måleanordningers iboende større muligheter og evne til å benytte overskuddsdata til å forbedre signal/støy-forholdet. Dessuten er kjent tek-nikk basert på en oppihulls-bestemmelse av verktøyets dybde, mens dersom be-stemmelsen av verktøyets dybde var blitt utført nede i hullet, kunne man tatt intel-ligente avgjørelser med hensyn til mengden av data som skal sendes opp gjennom hullet. Foreliggende oppfinnelse avhjelper disse utilstrekkeligheter. Known methods are limited to performing resistivity measurements in the soil below the surface and fail to take into account other appropriate measurements that could be made using a MUB device. Known devices are also limited to measuring devices that rotate together with the drill string and do not benefit from current drilling methods where a mud motor is used and the drill bit can rotate at a different speed than the drill string and where there may be a non-rotating sleeve that mainly non-rotating measuring devices can be placed. The speed at which the measurements are carried out is chosen so that it is limited by the data transmission speed of the telemetry system. Known systems thus do not take advantage of measuring devices' inherent greater possibilities and ability to use excess data to improve the signal/noise ratio. Furthermore, known technology is based on an up-hole determination of the tool's depth, whereas if the determination of the tool's depth had been carried out down the hole, intelligent decisions could be made with regard to the amount of data to be sent up through the hole . The present invention remedies these inadequacies.

Foreliggende oppfinnelse gjelder en anordning og fremgangsmåte for utfø-relse av målinger av et antall aktuelle parametere av formasjonen som omgir et borehull. The present invention relates to a device and method for carrying out measurements of a number of relevant parameters of the formation surrounding a borehole.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en anordning for bruk ved måling under boring, montert på en boresammenstilling for bestemmelse av en aktuell parameter hos en formasjon som omgir et borehull, nevnte anordning omfatter: (a) et roterbart hus; (b) en retningsføler som er anordnet i huset for å utføre målinger relatert til husets orientering; (c) en telemetriinnretning som er anordnet i huset og innrettet til å motta dybdeinformasjon fra en oppihull-kontroller; The objectives of the present invention are achieved by a device for use in measurement during drilling, mounted on a drilling assembly for determining a relevant parameter of a formation surrounding a borehole, said device comprising: (a) a rotatable housing; (b) an orientation sensor arranged in the housing to perform measurements related to the orientation of the housing; (c) a telemetry device located in the casing and adapted to receive depth information from a downhole controller;

kjennetegnet ved at anordningen videre omfatter: characterized in that the device further comprises:

(d) minst én hovedsakelig ikke-roterende elektromagnetisk induksjons-føler som innbefatter minst to aksialt adskilte mottakerantenner som er driftsmessig forbundet med huset og på utsiden av dette, idet den minst ene elektromagnetiske induksjonsføler er i kontakt med formasjonen for å utføre målinger relatert til den aktuelle parameter; (e) en prosessor for bestemmelse av den aktuelle parameter ut fra målinger som er utført av retningsføleren, dybdeinformasjonen og målingene som er utført av den minst ene formasjonsevalueringsføler. (d) at least one substantially non-rotating electromagnetic induction sensor including at least two axially spaced receiving antennas operatively connected to the casing and to the exterior thereof, the at least one electromagnetic induction sensor being in contact with the formation to perform measurements related thereto current parameter; (e) a processor for determining the relevant parameter from measurements made by the direction sensor, the depth information and the measurements made by the at least one formation evaluation sensor.

Foretrukne utførelsesformer av anordningen er videre utdypet i kravene 2 til og med 7. Preferred embodiments of the device are further elaborated in claims 2 to 7 inclusive.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre med en fremgangsmåte for bestemmelse, under boring av et borehull med en boresammenstilling, av en aktuell parameter hos formasjonen som omgir borehullet, kjennetegnet ved at den omfatter: (a) bruk av minst én ikke-roterende induksjonsføler som innbefatter et par av mottakerantenner ved kjente posisjoner på utsiden av sammenstillingen for å innhente data relatert til den aktuelle parameter; (b) overføring av informasjon om boresammenstillingens dybde fra en overflate-styreinnretning til en telemetriinnretning på boresammenstillingen; (c) innhenting av den minst ene følers orientering ved bruk av en ret-ningsføler som er anordnet i sammenstillingen; (d) behandling av dataene om den aktuelle parameter i en prosessor som er anordnet i boresammenstillingen ved bruk av følernes orientering og informasjonen om boresammenstillingens dybde til å gi behandlede data om den aktuelle parameter; og (e) overføring av de behandlede data om den aktuelle parameter til overflaten ved bruk av en telemetriinnretning på boresammenstillingen. The objectives of the present invention are further achieved with a method for determining, during drilling of a borehole with a drilling assembly, a relevant parameter of the formation surrounding the borehole, characterized in that it comprises: (a) use of at least one non-rotating induction sensor which includes a pair of receiving antennas at known positions on the outside of the assembly to acquire data related to the relevant parameter; (b) transmitting information about the depth of the drilling assembly from a surface control device to a telemetry device on the drilling assembly; (c) obtaining the orientation of the at least one sensor using a direction sensor arranged in the assembly; (d) processing the data about the relevant parameter in a processor disposed in the drilling assembly using the orientation of the sensors and the information about the depth of the drilling assembly to provide processed data about the relevant parameter; and (e) transmitting the processed data about the relevant parameter to the surface using a telemetry device on the drill assembly.

Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 9 til og med 13. Preferred embodiments of the method are further elaborated in claims 9 to 13 inclusive.

Borkronen kan monteres på en roterende borestreng og nedihull-sammenstillingen er utstyrt med følere som roterer sammen med borestrengen for å utføre målinger av de aktuelle parametere. Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering. Et telemetrisystem sender informasjon ned i hullet om bore-sammenstillingens dybde. En prosessor nede i hullet kombinerer dybde- og asimut-informasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetrisystem eller lagrer det nede i hullet for senere opp-henting. The drill bit can be mounted on a rotating drill string and the downhole assembly is equipped with sensors that rotate with the drill string to perform measurements of the relevant parameters. The assembly is equipped with magnetic sensors and inertial sensors that provide information about the orientation of the measuring sensors. A telemetry system sends information downhole about the depth of the drill assembly. A downhole processor combines depth and azimuth information with the measurements taken by the rotating sensors, uses excess data to improve S/N ratio, compresses the data and sends it uphole using a telemetry system or stores it downhole in the hole for later retrieval.

Borkronen kan drives ved hjelp av en brønn-boremotor. Motoren kan være montert på en roterende borestreng eller på kveilrør. Følerne for måling av de aktuelle parametere kan rotere sammen med borkronen. Alternativt kan følerne være av en eller flere utførelser. Ifølge en The drill bit can be driven using a well drilling motor. The motor can be mounted on a rotating drill string or on coiled tubing. The sensors for measuring the relevant parameters can rotate together with the drill bit. Alternatively, the sensors can be of one or more designs. According to one

utførelse er følerne montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse; ifølge en annen utførelse er følerne montert på puter som kan være roterende eller ikke-roterende, idet putene blir hydraulisk eller mekanisk påvirket for å bringes i kontakt med borehull-veggen; i enda en annen utførelse, er følerne montert på hovedsakelig ikke-roterende ribbestyre-innretninger som brukes til å styre retningen til brønn-boreverktøyet. I hvilket som helst av disse arrangementer, er nedihull-sammenstillingen utstyrt med følere som utfører målinger av de aktuelle parametere. Sammenstillingen er utstyrt med magnetiske følere og inertial-følere som gir informasjon om målefølernes orientering. Et telemetrisystem sender informasjon ned i hullet om bore-sammenstillingens dybde. En mikroprosessor nede i hullet kombinerer dybde- og asimut-informasjon med målingene som utføres av de roterende følere, bruker overskytende data til å forbedre S/N-forhold, komprimerer dataet og sender det opp i hullet ved hjelp av et telemetrisystem. De aktuelle parametere omfatter resistivitet, densitet, trykk- og skjær-bølgehastighet og -struktur, dipmeter, akustisk porøsitet, NMR-egenskaper og seismiske bilder av formasjonen. embodiment, the sensors are mounted on a substantially non-rotating sleeve; according to another embodiment, the sensors are mounted on pads which may be rotating or non-rotating, the pads being hydraulically or mechanically influenced to be brought into contact with the borehole wall; in yet another embodiment, the sensors are mounted on substantially non-rotating rib guide devices used to control the direction of the well drilling tool. In either of these arrangements, the downhole assembly is equipped with sensors that perform measurements of the relevant parameters. The assembly is equipped with magnetic sensors and inertial sensors that provide information about the orientation of the measuring sensors. A telemetry system sends information downhole about the depth of the drill assembly. A downhole microprocessor combines depth and azimuth information with the measurements taken by the rotating sensors, uses excess data to improve S/N ratio, compresses the data and sends it uphole using a telemetry system. The relevant parameters include resistivity, density, pressure and shear wave velocity and structure, dipmeter, acoustic porosity, NMR properties and seismic images of the formation.

Som en sikkerhetsforanstaltning, eller uavhenging av oppnåelse av dybdeinformasjon ved hjelp av nedihull-telemetri, tilveiebringer foreliggende oppfinnelse også en mulighet i nedihull-mikroprosessoren til å bruke målinger fra følere ved flere enn én dybde til å fremskaffe en borehastighet. As a safety measure, or independent of obtaining depth information by means of downhole telemetry, the present invention also provides an option in the downhole microprocessor to use measurements from sensors at more than one depth to provide a drilling rate.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor In the following, the invention will be described in more detail with reference to the drawings, where

fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et boresystem, fig. 1 is a schematic illustration of a drilling system,

fig. 2 viser en bore-sammenstilling for bruk sammen med et overflate-rotasjonssystem for boring av borehull der bore-sammenstillingen er en ikke-roterende hylse for utførelse av retningsendringer nede i hullet, fig. 2 shows a drill assembly for use with a surface rotary system for drilling boreholes where the drill assembly is a non-rotating sleeve for effecting downhole direction changes;

fig. 3A viser anbringelse av resistivitetsfølere på en pute, fig. 3A shows placement of resistivity sensors on a pad,

fig. 3B viser overlappingen mellom putene på et rotasjons-følerarrange-ment, fig. 3B shows the overlap between the pads of a rotary sensor arrangement,

fig. 3C viser putene på en ikke-roterende hylse som brukes ved resistivitetsmålinger, fig. 3C shows the pads on a non-rotating sleeve used in resistivity measurements,

fig. 3D viser en pute som brukes for resistivitetsmålinger, som roterer med borestangen, fig. 3D shows a pad used for resistivity measurements, which rotates with the drill rod,

fig. 3E viser arrangementet av densitetsfølere i henhold til foreliggende oppfinnelse, fig. 3E shows the arrangement of density sensors according to the present invention,

fig. 3F viser arrangementet av elastiske transduktorer på en pute, fig. 3F shows the arrangement of elastic transducers on a pad,

fig. 4 viser ervervelse av et sett omvendte VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse, fig. 4 shows acquisition of a set of inverted VSP data according to the present invention,

fig. 5A-5B viser en metode hvorved dybde beregnes nede i hullet, fig. 5A-5B show a method by which depth is calculated downhole,

fig. 6A og 6B er skjematiske illustrasjoner av datastrøm-rekkefølgen ved behandling av dataene, fig. 6A and 6B are schematic illustrations of the data flow sequence when processing the data,

fig. 7A-7D er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelsen der NMR-målinger utføres ved bruk av putemonterte følere, fig. 7A-7D are schematic illustrations of the invention where NMR measurements are performed using pad-mounted sensors,

fig. 8 viser et arrangement av permanente magneter på huset i henhold til et aspekt ved denne oppfinnelse, og fig. 8 shows an arrangement of permanent magnets on the housing according to an aspect of this invention, and

fig. 9A-9C er skjematiske illustrasjoner av oppfinnelse der elektromagnetiske induksjonsmålinger utføres ved forskjellige asimuter. fig. 9A-9C are schematic illustrations of the invention where electromagnetic induction measurements are performed at different azimuths.

Det er i fig. 1 vist et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en bore-sammenstilling 90 vist nedfort i et borehull 26 for boring av borehullet. Boresystemet 10 omfatter et konvensjonelt boretårn 11 som er reist på et gulv 12 som bæ-rer et rotasjonsbor 14 som roteres ved hjelp av en kraftmaskin så som en elektrisk motor (ikke vist) med ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 omfatter et bo-rerør 22 som strekker seg nedover fra rotasjonsboret 14 inn i borehullet 26. Borkronen 50 som er festet til enden av borestrengen bryter opp de geologiske formasjoner når den roteres for boring av borehullet 26. Borestrengen 20 er koblet til et heisespill 30 via et drivrør 21, svivel 28 og line 29 gjennom en blokkskive 23. Under boreoperasjoner bringes heisespillet til å regulere tyngden på borkronen, hvilket er en viktig parameter som påvirker borehastigheten. Driften av heisespillet er velkjent innen faget og trenger ikke beskrives nærmere her. It is in fig. 1 shows a schematic diagram of a drilling system 10 with a drilling assembly 90 shown downwards in a borehole 26 for drilling the borehole. The drilling system 10 comprises a conventional drilling tower 11 which is erected on a floor 12 which carries a rotary drill 14 which is rotated by means of a power machine such as an electric motor (not shown) at the desired rotational speed. The drill string 20 comprises a drill pipe 22 which extends downward from the rotary drill bit 14 into the borehole 26. The drill bit 50 which is attached to the end of the drill string breaks up the geological formations when it is rotated to drill the borehole 26. The drill string 20 is connected to a winch 30 via a drive pipe 21, swivel 28 and line 29 through a block disc 23. During drilling operations, the winch is brought to regulate the weight of the drill bit, which is an important parameter that affects the drilling speed. The operation of the winch is well known in the field and does not need to be described in more detail here.

Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet strømmer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en støtbølges-vekker (eng.: desurger) 36, fluidledning 28 og drivrør 21. Borefluidet 31 strømmer ut ved borehull-bunnen 51 gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet 31 sir-kulerer opp i hullet gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 27 og tilbake til slamtanken 32 via en returledning 35. En føler Si fortrinnsvis anbrakt i ledningen 38, gir informasjon om fluidstrømmen. En overflate-dreiemomentføler S2 og en føler S3 som er tilknyttet borestrengen 20 gir informasjon om borestrengens henholdsvis dreiemoment og rotasjonshastighet. Dessuten blir en føler (ikke vist) som er tilknyttet ledningen 29 brukt til å angi kroklasten til borestrengen 20. During drilling operations, a suitable drilling fluid 31 from a mud tank (source) 32 is circulated under pressure through the drill string by means of a mud pump 34. The drilling fluid flows from the mud pump 34 into the drill string 20 via a desurger 36, fluid line 28 and drive pipe 21. The drilling fluid 31 flows out at the bottom of the borehole 51 through an opening in the drill bit 50. The drilling fluid 31 circulates up in the hole through the annulus 27 between the drill string 20 and the borehole 27 and back to the mud tank 32 via a return line 35. A sensor Si preferably placed in the line 38, provides information about the fluid flow. A surface torque sensor S2 and a sensor S3 which are connected to the drill string 20 provide information about the drill string's respective torque and rotation speed. Also, a sensor (not shown) associated with the line 29 is used to indicate the hook load of the drill string 20.

I en utførelsesform av oppfinnelsen blir borkronen 50 rotert bare ved å rotere borerøret 52. Ifølge en annen utførelse av oppfinnelsen, er en brønnmotor 55 (slammotor) anordnet i bore-sammenstillingen 90 for å rotere borkronen 50 og borerøret 22 roteres vanligvis om nødvendig for å supplere rotasjonskraft, og for å bevirke endringer i boreretningen. In one embodiment of the invention, the drill bit 50 is rotated only by rotating the drill pipe 52. According to another embodiment of the invention, a well motor 55 (mud motor) is provided in the drill assembly 90 to rotate the drill bit 50 and the drill pipe 22 is generally rotated if necessary to to supplement rotational power, and to effect changes in the drilling direction.

Ved den foretrukne utførelsesform ifølge fig. 1, er slammotoren 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) som er anordnet i en lagerenhet 57. Slammotoren roterer borkronen 50 når borefluidet 31 under trykk strømmer gjennom slammotoren 55. Lagerenheten 57 opptar borkronens radial- og aksialkrefter. En stabilisator 58, som er koplet til lagerenheten 57, virker som en sentrerings-enhet for den nederste delen av slammotor-enheten. In the preferred embodiment according to fig. 1, the mud motor 55 is connected to the drill bit 50 via a drive shaft (not shown) which is arranged in a bearing unit 57. The mud motor rotates the drill bit 50 when the drilling fluid 31 under pressure flows through the mud motor 55. The bearing unit 57 absorbs the drill bit's radial and axial forces. A stabilizer 58, which is connected to the bearing unit 57, acts as a centering unit for the lower part of the mud motor unit.

I én utførelsesform av oppfinnelsen, er bore-følermodulen 59 anbrakt nær borkronen 50. Bore-følermodulen inneholder følere, kretser og behandlings-programvare samt algoritmer vedrørende de dynamiske boreparametere. Slike parametere omfatter fortrinnsvis borkrone-tilbakeslag, fastkjøring/frigjøring av boresammenstillingen, motsatt rotasjon, dreiemoment, støt, borehull- og ringrom-trykk, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borkrone-tilstanden. Bore-følereneten behandler følerinformasjonen og overfører den til overflate-styreenheten 40 via et egnet telemetrisystem 72. In one embodiment of the invention, the drill sensor module 59 is placed near the drill bit 50. The drill sensor module contains sensors, circuits and processing software as well as algorithms regarding the dynamic drilling parameters. Such parameters preferably include drill bit kickback, jamming/release of the drill assembly, opposite rotation, torque, impact, borehole and annulus pressure, acceleration measurements and other measurements of the drill bit condition. The bore sensor network processes the sensor information and transmits it to the surface control unit 40 via a suitable telemetry system 72.

Fig. 2 viser et skjematisk diagram av en rotasjons-boresammenstilling 255 som kan føres ned i borehullet ved hjelp av et borerør (ikke vist) som omfatter en innretning for endring av boreretningen uten å stoppe boreoperasjonene for bruk i boresystemet 10 vist i fig. 1. Boresammenstillingen 255 har et ytterhus 256 med en øvre skjøt 257a for tilkopling til borerøret (ikke vist) og en nedre skjøt 257b innrettet til å oppta borkronen 55. Under boreoperasjoner roterer huset, og således borkronen 55, når borerøret roteres ved hjelp av rotasjonsboret ved overflaten. Den nedre ende 258 av huset 256 har reduserte ytterdimensjoner 258 og gjen-nomgående boring 259. Den dimensjonsreduserte enden 258 omfatter en stang 260 som er forbundet med den nedre ende 257b og en kanal 26 som lar borefluidet passere til borkronen 55. En ikke-roterende hylse 262 er anordnet på utsiden av den dimensjonsreduserte ende 258, idet den ikke-roterende hylse 262 forblir på sin plass når huset 256 roteres for rotering av borkronen 55. Et antall uavheng-ig justerbare- eller ekspanderbare puter 264 anordnet på utsiden av den ikke-roterende hylse 262. Hver pute 264 er fortrinnsvis hydraulisk operert ved hjelp av en styreenhet i boresammenstillingen 256. Et antall formasjonsfølere er plassert på hver av putene 264. Fagmenn på området vil også innse at disse puter, ettersom de er utstyrt med evnen til selektiv utspilling eller sammentrekking under boreoperasjoner, kan også anvendes som stabilisatorer samt for styring for boreretningen. Mekanismer for utspilling av putene til de kommer i kontakt, kan også ak-tiveres ved hjelp av hydrauliske, mekaniske eller elektriske innretninger. Ved van-lig benyttet, mekanisk arrangement går ut på å montere putene på fjærer som holder putene i kontakt med borehullveggen. Slike innretninger vil være kjent for fagmenn på området. Alternativt kan boresammenstillingen være utstyrt med se-parate stabilisator- og styreenheter. Formasjonsføler-arrangementet er omtalt nedenfor i forbindelse med fig. 3A-3F. Fig. 2 shows a schematic diagram of a rotary drilling assembly 255 which can be guided down the borehole by means of a drill pipe (not shown) which includes a device for changing the drilling direction without stopping the drilling operations for use in the drilling system 10 shown in fig. 1. The drill assembly 255 has an outer housing 256 with an upper joint 257a for connection to the drill pipe (not shown) and a lower joint 257b adapted to receive the drill bit 55. During drilling operations, the housing, and thus the drill bit 55, rotates when the drill pipe is rotated by means of the rotary drill at the surface. The lower end 258 of the housing 256 has reduced outer dimensions 258 and through bore 259. The reduced size end 258 comprises a rod 260 which is connected to the lower end 257b and a channel 26 which allows the drilling fluid to pass to the drill bit 55. A non-rotating sleeve 262 is provided on the outside of the reduced size end 258, the non-rotating sleeve 262 remaining in place when the housing 256 is rotated to rotate the drill bit 55. A number of independently adjustable or expandable pads 264 are provided on the outside of the non-rotating -rotating sleeve 262. Each pad 264 is preferably hydraulically operated by means of a control unit in the drill assembly 256. A number of formation sensors are located on each of the pads 264. Those skilled in the art will also appreciate that these pads, as they are equipped with the ability to selectively expansion or contraction during drilling operations, can also be used as stabilizers and for steering the direction of drilling. Mechanisms for unfolding the cushions until they come into contact can also be activated using hydraulic, mechanical or electrical devices. In the commonly used mechanical arrangement, the cushions are mounted on springs that keep the cushions in contact with the borehole wall. Such devices will be known to those skilled in the art. Alternatively, the drilling assembly can be equipped with separate stabilizer and control units. The formation sensor arrangement is discussed below in connection with fig. 3A-3F.

Boresammenstillingen omfatter også en retningsføler 271 nær den øvre ende 257a og følere for bestemmelse av temperatur, trykk, fluidstrøm, tyngde på borkronen, borkronens rotasjonshastighet, radial- og aksialvibrasjoner, støt og virvling. Uten å begrense oppfinnelsens omfang, kan retningsfølerne 271 være av magnet- eller inertialtype. Boresammenstillingen 255 omfatter fortrinnsvis et antall ikke-magnetiske stabilisatorer 276 nær den øvre ende 257a, for å gi borestrengen side- eller radialstabilitet under boreoperasjoner. Et bøyelig ledd 278 er anordnet mellom seksjonen 280 og seksjonen inneholdende den ikke-roterende hylse 262. En styreenhet betegnet med 284 omfatter en styrekrets eller -kretser med én eller flere prosessorer. Signalbehandlingen utføres generelt slik som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig. 5A-5B. En telemetriinnretning, i form av en elektromagnetisk innretning, en akustisk innretning, en slampuls-innretning eller en hvilken som helst annen egnet innretning, her generelt betegnet med 286, er anordnet i boresammenstillingen på et passende sted. En mikroprosessor 272 er også anordnet i boresammenstillingen på et passende sted. Fig. 3A viser arrangementet av et antall resistivitetsfølere på en enkeltpute 264. Elektrodene er anordnet i et antall rader og kolonner: i fig. 3A, er det vist to kolonner og fire rader, med elektrodene kjennetegnet fra 301 aa til 301 db. I et typisk arrangement vil knappene være én tomme (25,4 mm) fra hverandre. Bruk av et flertall kolonner øker resistivitetsmålingenes asimutoppløsning, mens bruk av et flertall rader øker resistivitetsmålingenes vertikaloppløsning. Fig. 3B viser hvorledes et antall puter, seks i dette tilfelle, kan gi resistivitetsmålinger rundt borehullet. I figuren er seks puter vist som 264 ved en spesiell dybde av boresammenstillingen. I illustrasjonsøyemed er borehullveggen «brettet ut» med de seks putene spredd over 360° av asimut. Som ovenfor nevnt, er putene anordnet på armer som strekker seg utad fra verktøykroppen til anlegg mot veggen. Spalten mellom tilstøtende puter vil avhenge av borehullets størrelse: i et større borehull vil spalten bli større. Etterhvert som boringen fortsetter, vil verktøy-et og putene bevege seg til en annen dybde, og putenes nye posisjon er antydet ved 264'. Som det fremgår er det en overlapping mellom putenes posisjoner i asimut og i dybde. Verktøyorienteringen bestemmes av mikroprosessoren 272 fra retningsfølerne 271. Denne overlapping gir overskytende målinger av resistivitet som behandles som nedenfor beskrevet i forbindelse med fig. 5A og 5B. The drill assembly also includes a directional sensor 271 near the upper end 257a and sensors for determining temperature, pressure, fluid flow, weight of the drill bit, rotational speed of the drill bit, radial and axial vibrations, impact and swirl. Without limiting the scope of the invention, the direction sensors 271 can be of the magnetic or inertial type. The drill assembly 255 preferably includes a number of non-magnetic stabilizers 276 near the upper end 257a, to provide lateral or radial stability to the drill string during drilling operations. A flexible link 278 is arranged between the section 280 and the section containing the non-rotating sleeve 262. A control unit denoted by 284 comprises a control circuit or circuits with one or more processors. The signal processing is generally carried out as described below in connection with fig. 5A-5B. A telemetry device, in the form of an electromagnetic device, an acoustic device, a mud pulse device, or any other suitable device, herein generally denoted by 286, is provided in the drill assembly at a suitable location. A microprocessor 272 is also provided in the drill assembly at a suitable location. Fig. 3A shows the arrangement of a number of resistivity sensors on a single pad 264. The electrodes are arranged in a number of rows and columns: in fig. 3A, two columns and four rows are shown, with the electrodes marked from 301 aa to 301 db. In a typical arrangement, the buttons will be one inch (25.4 mm) apart. Using a plurality of columns increases the azimuth resolution of the resistivity measurements, while using a plurality of rows increases the vertical resolution of the resistivity measurements. Fig. 3B shows how a number of pads, six in this case, can provide resistivity measurements around the borehole. In the figure, six pads are shown as 264 at a particular depth of the drill assembly. For illustration purposes, the borehole wall is "folded out" with the six pads spread over 360° of azimuth. As mentioned above, the pads are arranged on arms that extend outwards from the tool body to rest against the wall. The gap between adjacent pads will depend on the size of the borehole: in a larger borehole, the gap will be larger. As drilling continues, the tool and pads will move to a different depth, and the pads' new position is indicated at 264'. As can be seen, there is an overlap between the cushions' positions in azimuth and in depth. The tool orientation is determined by the microprocessor 272 from the direction sensors 271. This overlap provides excess measurements of resistivity which are processed as described below in connection with fig. 5A and 5B.

Fagmenn på området vil innse at selv med en hovedsakelig ikke-roterende hylse på boresammenstillingen, vil det forekomme en viss rotasjon av hylsen. Med en typisk borehastighet på 60 fot (18,3 m) pr. time, vil verktøysammenstillingen, i løpet av ett minutt, avansere én fot (0,305 m). Med en typisk rotasjonshastighet på 150 r/min, vil selv en hylse som er konstruert til å være hovedsakelig ikke-roterende, kunne ha fullført en hel omdreining i løpet av dette ene minutt, og derved sørge for en fullstendig overlapping. Fagmenn på området vil også innse at i en alternativ plassering av føleren som roterer sammen med borkronen, vil en komplett overlapping skje i løpet av mindre enn ett sekund. Those skilled in the art will recognize that even with a substantially non-rotating sleeve on the drill assembly, some rotation of the sleeve will occur. With a typical drilling speed of 60 feet (18.3 m) per hour, the tool assembly will, in one minute, advance one foot (0.305 m). At a typical rotational speed of 150 r/min, even a sleeve designed to be substantially non-rotating would be able to complete a full revolution in this one minute, thereby providing a complete overlap. Those skilled in the art will also appreciate that in an alternative location of the sensor rotating with the drill bit, a complete overlap will occur in less than one second.

Fig. 3C viser arrangementer av følerputene i en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Borestangen 260 med den ikke-roterende hylse 262 påmon-tert, er vist. Putene 264 med følerne 301 er festet til hylsen 262. Mekanismen for å bevege putene ut til kontakt med borehullet, enten det nå skjer hydraulisk, ved hjelp av en fjærmekanisme eller annen mekanisme, er ikke vist. To toroider 305 som er viklet med en strømbærende leder (ikke vist) omgir stangen. Toroidene er anordnet med samme polaritet, slik at når en strøm sendes gjennom toroiden, induseres der et rundtløpende magnetfelt i de to toroider. Dette magnetfelt induse-rer i sin tur et elektrisk felt langs stangens akse. Lekkasjestrømmen som måles Fig. 3C shows arrangements of the sensor pads in an embodiment of the present invention. The drill rod 260 with the non-rotating sleeve 262 mounted is shown. The pads 264 with the sensors 301 are attached to the sleeve 262. The mechanism for moving the pads out into contact with the borehole, whether this happens hydraulically, by means of a spring mechanism or another mechanism, is not shown. Two toroids 305 wound with a current-carrying conductor (not shown) surround the rod. The toroids are arranged with the same polarity, so that when a current is sent through the toroid, a rotating magnetic field is induced in the two toroids. This magnetic field in turn induces an electric field along the rod's axis. The leakage current that is measured

ved hjelp av følerne 301 blir da et mål på resistiviteten til formasjonen nær følerne, idet lekkasjestrømmen er hovedsakelig radial. Et slikt arrangement er tidligere blitt brukt ved kabellogging, men er ikke tidligere blitt forsøkt anvendt ved måling under boring. Stangen 260 er utstyrt med stabilisatorribber 303 for styring av boreretningen. with the help of the sensors 301, a measure of the resistivity of the formation close to the sensors is then obtained, as the leakage current is mainly radial. Such an arrangement has previously been used for cable logging, but has not previously been attempted for measurement during drilling. The rod 260 is equipped with stabilizer ribs 303 for controlling the drilling direction.

Ved et alternativt arrangement vist i fig. 3D, er puten 324 forbundet med stangen 340 ved hjelp av mekanismen for å bringe stangen i inngrep med borehullet (ikke vist) slik at den roterer med stangen istedenfor å være ikke-roterende. Stabilisatoren 333 har samme funksjon som i fig. 3C, mens de strømførende toroider 323 frembringer et elektrisk felt som virker på samme måte som ovenfor omtalt i forbindelse med fig. 3C. In an alternative arrangement shown in fig. 3D, the pad 324 is connected to the rod 340 by means of the mechanism for bringing the rod into engagement with the borehole (not shown) so that it rotates with the rod instead of being non-rotating. The stabilizer 333 has the same function as in fig. 3C, while the current-carrying toroids 323 produce an electric field which acts in the same way as discussed above in connection with fig. 3C.

Fig. 3E viser arrangementet av densitetfølere ifølge foreliggende oppfinnelse. Det er vist et tverrsnitt av borehullet der veggen er betegnet ved 326 og verk-tøyet generelt med 258. Putene ligger an mot borehullveggen med en radioaktiv kilde i puten 364a og mottakere på putene 364b og 364c. Dette arrangement er lik det som brukes i kabelverktøy, bortsett fra at i kabelverktøy er kilden anordnet i verktøyhuset. Fig. 3E shows the arrangement of density sensors according to the present invention. A cross-section of the borehole is shown where the wall is denoted by 326 and the tool in general by 258. The pads rest against the borehole wall with a radioactive source in the pad 364a and receivers on the pads 364b and 364c. This arrangement is similar to that used in cable tools, except that in cable tools the source is located in the tool housing.

Det kan også være montert elastiske (vanligvis betegnet som akustiske) transduktorer på putene. I det enkleste arrangement vist i fig. 3F, er det montert en tre-komponent-transduktor (eller, hvilket er ekvivalent, tre enkeltkomponent-transduktorer) på hver pute. Transduktoren er innrettet til å ligge an mot borehull-veggen og kan utføre pulserende eller vibrerende bevegelse i tre retninger, betegnet som 465a, 465b og 465c. Fagmenn på området vil vise at hver av disse eksi-tasjoner genererer trykk- og skjærbølger inn i formasjonen. Ved synkronisert bevegelse av transduktorene på putene, vil det i formasjonen innføres seismiske pulser av forskjellig polarisasjon, som kan detekteres på andre steder. I den enkleste utførelse, befinner detektorene seg på overflaten (ikke vist) og de kan benyttes for å danne bilde av jordens undergrunnsformasjoner. Avhengig av retningen av pulsene på de enkelte puter, blir trykkbølger og polariserte skjærbølger fortrinnsvis forplantet i forskjellige retninger. Elastic (usually referred to as acoustic) transducers may also be fitted to the pads. In the simplest arrangement shown in fig. 3F, a three-component transducer (or, equivalently, three single-component transducers) is mounted on each pad. The transducer is arranged to rest against the borehole wall and can perform pulsating or vibrating movement in three directions, designated as 465a, 465b and 465c. Those skilled in the art will show that each of these excitations generates pressure and shear waves into the formation. By synchronized movement of the transducers on the pads, seismic pulses of different polarization will be introduced into the formation, which can be detected in other places. In the simplest version, the detectors are located on the surface (not shown) and they can be used to form an image of the earth's underground formations. Depending on the direction of the pulses on the individual pads, pressure waves and polarized shear waves are preferentially propagated in different directions.

Fig. 4 viser ervervelse av et sett motsatte eller omvendte (eng.: reverse) VSP-data i henhold til foreliggende oppfinnelse. En antall seismiske detektorer 560 er anordnet ved overflaten 510. Et borehull 526 som er boret ved hjelp av en borkrone 550 ved enden av en borestreng 520 er vist. Brønn-boresammenstillingen omfatter seismiske kilder 564 på puter som ligger an mot borehullveggen. Seismiske bølger 570 som forplantes kildene 564 reflekteres av grenseflater så som 571 og 573 og detekteres ved overflaten ved hjelp av detektorer 560. De-teksjonen av disse ved overflaten for forskjellige dybder av boresammenstillingen, gir hva som benevnes som en reversert vertikal seismisk profil (VSP) og er en ef-fektiv metode for anskueliggjøring av formasjoner foran borkronen. Behandling av dataene i henhold til kjente metoder gir et seismisk bilde av grunnen under overflaten. Selv om motsatte VSP'er ved bruk av selve borkronen som seimisk kilde har vært brukt tidligere, er resultatene generelt ikke tilfredsstillende, på grunn av manglende kjennskap til det seismiske signalets karakteristika og på grunn av dår-lig S/N-forhold. Den foreliggende oppfinnelse, der kilden er godt karakterisert og er i hovedsakelig den samme posisjon på en ikke-roterende hylse, er i stand til å forbedre S/N-forholdet betydelig ved gjentatt eksitering av kildene i hovedsakelig den samme posisjon. Fagmenn på seismikk-området vil være kjent med energi-mønsteret som forplantes inn i formasjonen av transduktorenes 465 forskjellige bevegelsesretninger samt deres arrangement på en sirkulær rad av puter. Fig. 4 shows the acquisition of a set of reverse VSP data according to the present invention. A number of seismic detectors 560 are arranged at the surface 510. A borehole 526 drilled using a drill bit 550 at the end of a drill string 520 is shown. The well-drilling assembly includes seismic sources 564 on pads that abut against the borehole wall. Seismic waves 570 that are propagated by the sources 564 are reflected by interfaces such as 571 and 573 and are detected at the surface by means of detectors 560. The detection of these at the surface for different depths of the drilling assembly gives what is referred to as a reversed vertical seismic profile (VSP ) and is an effective method for visualizing formations in front of the drill bit. Processing the data according to known methods provides a seismic image of the ground below the surface. Although opposite VSPs using the drill bit itself as a seismic source have been used in the past, the results are generally not satisfactory, due to a lack of knowledge of the characteristics of the seismic signal and due to a poor S/N ratio. The present invention, where the source is well characterized and is in substantially the same position on a non-rotating sleeve, is capable of significantly improving the S/N ratio by repeatedly exciting the sources in substantially the same position. Those skilled in the seismic field will be familiar with the energy pattern propagated into the formation of the transducers' 465 different directions of motion as well as their arrangement on a circular array of pads.

Fagmenn på området vil også innse at istedenfor seismiske pulser, kan de seismiske sendere også generere frekvens-sveipesignaler som kontinuerlig svei-per gjennom et valgt frekvensområde. Signalene som registreres ved senderne kan korreleres med frekvens-sveipesignalet ved bruk av kjente teknikker for å frembringe en reaksjon som er ekvivalent med reaksjonen til en seismisk impuls-kilde. Et slikt arrangement krever mindre effekt for senderne og er ment å ligge innenfor oppfinnelsens ramme. Those skilled in the art will also realize that instead of seismic pulses, the seismic transmitters can also generate frequency sweep signals that continuously sweep through a selected frequency range. The signals recorded at the transmitters can be correlated with the frequency sweep signal using known techniques to produce a response equivalent to the response of a seismic impulse source. Such an arrangement requires less power for the transmitters and is intended to be within the scope of the invention.

VSP-konfigurasjonen kan være reversert (omvendt) i forhold til en konven-sjonell VSP, slik at nedihull-følere for en ikke-roterende hylse måler seismiske signaler fra et antall overflate-kildeposisjoner. Et slik arrangement vil være behef-tet med den ulempe at en betydelig større mengde data må sendes opp gjennom hullet ved hjelp av telemetri. The VSP configuration can be reversed from a conventional VSP, so that downhole sensors for a non-rotating casing measure seismic signals from a number of surface source positions. Such an arrangement will have the disadvantage that a significantly larger amount of data must be sent up through the hole by means of telemetry.

Ifølge et alternativt arrangement (ikke vist), er det anordnet to sett av puter med innbyrdes aksial avstand på den ikke-roterende hylse. Det andre putesett er ikke vist, men det har et detektor-arrangement som måler tre bevegelseskompo-nenter lik den eksitering som frembringes av kildene 465. Fagmenn på området vil innse at dette gir mulighet til å måle trykk- og skjærhastigheter i formasjonen mellom kilden og mottakeren. Ettersom muligheten til direkte å forbinde en seismisk kilde med borehullveggen, vil særlig skjærbølger av forskjellig polarisering kunne genereres og detekteres. Fagmenn på området vil vite at i en anisotropisk formasjon, kan to forskjellige skjærbølger med ulik polarisasjon og hastighet forplantes (benevnt den hurtige og den sakte skjærbølge). Måling av de hurtige og sakte skjærhastigheter gir informasjon om frakturering av formasjonen og vil være kjent for fagmenn innen metoder for databehandling for å oppnå denne frakturerings-informasjon. According to an alternative arrangement (not shown), two sets of axially spaced pads are arranged on the non-rotating sleeve. The second pad set is not shown, but it has a detector arrangement that measures three motion components equal to the excitation produced by the sources 465. Those skilled in the art will recognize that this provides an opportunity to measure pressure and shear rates in the formation between the source and the recipient. As the possibility of directly connecting a seismic source with the borehole wall, in particular shear waves of different polarization will be able to be generated and detected. Those skilled in the art will know that in an anisotropic formation, two different shear waves of different polarization and speed can propagate (referred to as the fast and the slow shear wave). Measurement of the fast and slow shear rates provides information on fracturing of the formation and will be known to those skilled in the art of data processing methods to obtain this fracturing information.

Det samme arrangement med seismiske sendere og mottakere på ikke-roterende puter i boresammenstillingen gjør det mulig å registrere refleksjoner fra overflatene i nærheten av borehullet. Særlig setter den anordningen i stand til å bestemme avstander til seismiske reflektorer i nærheten av borehullet. Denne informasjon gjør det mulig å se foran borkronen og styre borkronen der det er øns-kelig å følge en spesiell logisk formasjon. The same arrangement of seismic transmitters and receivers on non-rotating pads in the drill assembly makes it possible to record reflections from the surfaces near the borehole. In particular, that device makes it possible to determine distances to seismic reflectors in the vicinity of the borehole. This information makes it possible to see in front of the drill bit and control the drill bit where it is desirable to follow a special logical formation.

Fagmenn på området vil innse at ved å benytte et arrangement med fire elektroder hovedsakelig i et lineært arrangement på et antall ikke-roterende puter, hvor de ytre elektroder er henholdsvis en sender og en mottaker, og ved å måle den potensielle forskjell mellom de indre elektroder, kan man få en resistivitets-måling av formasjonen. Et slikt arrangement anses å være konvensjonelt ved kabellogge-anvendelser, men er hittil ikke blitt anvendt i forbindelse med måling under boring, på grunn av vanskeligheten med å innrette elektrodene på en roterende borestreng. Those skilled in the art will recognize that by using a four electrode arrangement essentially in a linear arrangement on a number of non-rotating pads, the outer electrodes being respectively a transmitter and a receiver, and by measuring the potential difference between the inner electrodes , a resistivity measurement of the formation can be obtained. Such an arrangement is considered to be conventional in cable logging applications, but has so far not been used in connection with measurement while drilling, due to the difficulty of aligning the electrodes on a rotating drill string.

Formasjons-følerenheten som ovenfor beskrevet i forbindelse med fig. 2, er anordnet på en ikke-roterende hylse som utgjør en del av en boresammenstilling som innbefatter en brønn-slammotor. Fagmenn på området vil innse at det kan benyttes et tilsvarende arrangement, der kveilrør anvendes istedenfor en borestreng. Dette arrangement er ment å ligge innenfor rammen av oppfinnelsen. The formation sensor unit as described above in connection with fig. 2, is arranged on a non-rotating sleeve which forms part of a drilling assembly which includes a well mud motor. Those skilled in the art will realize that a similar arrangement can be used, where coiled tubing is used instead of a drill string. This arrangement is intended to be within the scope of the invention.

Ifølge en alternativ utførelse av oppfinnelsen, kan formasjons-følerenheten være direkte montert på den roterende borestreng, uten at det svekker dens effektivitet. Dette var omtalt ovenfor i forbindelse med resistivitetsfølere i fig. 3D. According to an alternative embodiment of the invention, the formation sensor unit can be directly mounted on the rotating drill string, without impairing its effectiveness. This was discussed above in connection with resistivity sensors in fig. 3D.

Fremgangsmåten for behandling av de ervervede data fra hvilke som helst av disse arrangementer og formasjonsfølere er omtalt i forbindelse med fig. 5A-5B. I illustrerende øyemed viser fig. 5A det «utbrettede» resistivitetsdata som kan være registrert ved hjelp av en første resistivitetsføler som roterer i et vertikalt borehull når brønnen bores. Horisontalaksen 601 har verdier fra 0° til 360° som til-svarer asimut-vinkler fra en referanseretning som bestemmes av retningsføleren 271. Vertikalaksen 603 er måletidspunktet. Når resistivitetsføleren roterer i borehullet mens den fremføres sammen med borkronen, beskriver den en spiralbane. I fig. 5A er det antydet et sinusformet bånd 604 som svarer til f.eks. et lag med høy resistivitet som skjærer borehullet ved en dobbeltlinjestikk-vinkel (eng.: dipping angle). The procedure for processing the acquired data from any of these arrangements and formation sensors is discussed in connection with fig. 5A-5B. For illustrative purposes, fig. 5A the "spread out" resistivity data that can be recorded using a first resistivity sensor that rotates in a vertical borehole when the well is drilled. The horizontal axis 601 has values from 0° to 360° which correspond to azimuth angles from a reference direction determined by the direction sensor 271. The vertical axis 603 is the measurement time. When the resistivity sensor rotates in the borehole as it is advanced together with the drill bit, it describes a spiral path. In fig. 5A, a sinusoidal band 604 is indicated which corresponds to e.g. a layer with high resistivity that intersects the borehole at a double dipping angle.

Ved en utføringsform av oppfinnelsen benytter nedihull-prosessoren 272 dybdeinformasjonen fra brønn-telemetri, som er tilgjengelig for telemetriinnretningen 286 og summerer alle dataene innenfor et bestemt dybde- og asimut-prøvetakingsintervall, for å forbedre S/N-forholdet og for å minske mengden av data som skal lagres. Et typisk dybde-prøvetakingsintervall vil være én tomme (25,4 mm) og et typisk asimut-prøvetakingsintervall er 15°. En annen metode for å minske mengden av lagret data, vil være å kassere overflødige prøver innenfor dybde- og asimut-prøvetakingsintervallet. Fagmenn på området vil innse at en 2-D-filtrering av datasettet ved hjelp av kjente teknikker kan utføres forut for data-reduksjonen. Dataet etter dette reduseringstrinn vises på en dybdeskala i fig. 5B der vertikalaksen 605 nå er dybde og horisontalaksen 601 fortsatt er asimutvinke-len i forhold til en referanseretning. Dobbeltlinjestikk-resistivitetslag-posisjonen er antydet med sinuskurven 604'. Et slikt dybdebilde kan frembringes fra et tidsbilde dersom resistivitetsfølerens 607' og 609' absolutte dybde ved tidspunkter så som 607 og 609 er kjent. In one embodiment of the invention, the downhole processor 272 uses the depth information from the well telemetry, which is available to the telemetry device 286 and sums all the data within a certain depth and azimuth sampling interval, to improve the S/N ratio and to reduce the amount of data to be stored. A typical depth sampling interval would be one inch (25.4 mm) and a typical azimuth sampling interval is 15°. Another method to reduce the amount of stored data would be to discard redundant samples within the depth and azimuth sampling interval. Those skilled in the art will recognize that a 2-D filtering of the data set using known techniques can be performed prior to the data reduction. The data after this reduction step is shown on a depth scale in fig. 5B where the vertical axis 605 is now depth and the horizontal axis 601 is still the azimuth angle in relation to a reference direction. The double line plug resistivity layer position is indicated by the sine curve 604'. Such a depth image can be produced from a time image if the absolute depth of the resistivity sensor 607' and 609' at times such as 607 and 609 is known.

Som en sikkerhetsforanstaltning eller som en erstatning for kommunisering av dybdeinformasjon nede i hullet, benytter mikroprosessoren data fra de ytterligere resistivitetsfølerne på putene til å bestemme borehastigheten under boringen. Dette er vist i fig. 5A ved hjelp av et andre resistivitetsbånd 616 som svarer til det samme dobbellinjestikk-bånd 604 som målt ved en andre resistivitetføler direkte over den første resistivitetsføler. Ettersom avstanden mellom den første og andre resistivitetsføler er kjent, beregnes en borehastighet ved hjelp av mikroprosessoren ved å måle tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 616. Tidsforskyvningen mellom båndene 604 og 606 kan bestemmes ved hjelp av mange forskjellige metoder, innbefattende krysskorreleringsteknikker. Denne kjennskap til borehastigheten virker som en kontroll på dybdeinformasjonen som kommuniseres nedihull, og kan, i fravær av nedihulls-telemetridata, benyttes alene til å beregne følernes dybde. As a safety measure or as a substitute for communicating downhole depth information, the microprocessor uses data from the additional resistivity sensors on the pads to determine the drill rate during drilling. This is shown in fig. 5A using a second resistivity band 616 corresponding to the same double-line plug band 604 as measured by a second resistivity sensor directly above the first resistivity sensor. Since the distance between the first and second resistivity sensors is known, a drilling rate is calculated by the microprocessor by measuring the time offset between the bands 604 and 616. The time offset between the bands 604 and 606 can be determined using many different methods, including cross-correlation techniques. This knowledge of the drilling speed acts as a check on the depth information that is communicated downhole, and can, in the absence of downhole telemetry data, be used alone to calculate the depth of the sensors.

Den ovenfor beskrevne behandlingsmetode virker like bra for resistivitetsmålinger utført ved hjelp av følere på en ikke-roterende hylse. Som ovenfor be-merket i forbindelse med fig. 3B, utfører følerne fortsatt en sakte rotasjon som gir redundans som kan utnyttes av prosessoren 272 som del av dens behandling-før-sending. The processing method described above works equally well for resistivity measurements carried out using sensors on a non-rotating sleeve. As noted above in connection with fig. 3B, the sensors still perform a slow rotation that provides redundancy that can be utilized by the processor 272 as part of its processing-before-sending.

Fig. 6A viser datastrømmen i en utføringsform av oppfinnelsen. Antallet av asimut-datafølere (301 i fig. 3A) er angitt ved 701. Utgangssignalet 701a fra asimut-datafølerne 701 er asimut-følerdata som funksjon av tid. Retningsfølerne (271 i fig. 2) er betegnet med 703. Utgangssignalet 703a fra retningsfølerne 703 er boresammenstillingens asimut som funksjon av tiden. Ved bruk av tidsinformasjon 705a fra en klokke 705 og informasjonen 709a fra fremad-boreindikatoren 709 vil prosessoren først utføre et eventuelt datadesimerings- og kompresjonstrinn ved 707. Fremad-boreindikatoren benytter et antall målinger til å estimere borkronens fremføringshastighet. En føler for måling av tyngden på borkronen gir målinger som indikerer borehastigheten: dersom tyngden på borkronen er null, er borehastigheten også null. Likeledes skjer det heller ingen fremføring av borkronen, når slamstrøm-indikatoren indikerer at slammet ikke strømmer. Vibrasjonsfølere på borkronen gir også signaler som angir borkronens fremadbevegelse. En null-verdi for tyngde på borkronen, slamstrøm eller borkrone-vibrasjon, innebærer at føler-sammenstillingen er ved en konstant dybde. Fig. 6A shows the data flow in an embodiment of the invention. The number of azimuth data sensors (301 in Fig. 3A) is indicated by 701. The output signal 701a from the azimuth data sensors 701 is azimuth sensor data as a function of time. The direction sensors (271 in Fig. 2) are denoted by 703. The output signal 703a from the direction sensors 703 is the azimuth of the drill assembly as a function of time. Using time information 705a from a clock 705 and the information 709a from the forward drill indicator 709, the processor will first perform an optional data decimation and compression step at 707. The forward drill indicator uses a number of measurements to estimate the drill bit advance rate. A sensor for measuring the weight of the drill bit gives measurements that indicate the drilling speed: if the weight of the drill bit is zero, the drilling speed is also zero. Likewise, the drill bit does not advance either, when the mud flow indicator indicates that the mud is not flowing. Vibration sensors on the drill bit also provide signals indicating the forward movement of the drill bit. A zero value for bit weight, mud flow or bit vibration means that the sensor assembly is at a constant depth.

Dette datadesimerings- og kompresjonstrinn kan stable data fra flere om-dreininger av følersammenstilligen som faller innenfor en forutbestemt oppløsning som kreves ved anskueliggjøring av dataene. Denne informasjon 707a, bestående av data som funksjon av asimut og dybde, lagres i en minnebuffer 711. En minnebuffer med 16 Mbyte-størrelse benyttes, tilstrekkelig til å lagre de nødvendige data ved bruk av et segment av borerør. Slik fagmenn vil kjenne til, kommer borerøret i segmenter på 30 fot (9,15 m), idet suksessive segmenter tilføyes ved brønnhodet etterhvert som boringen går frem. This data decimation and compression step can stack data from multiple revolutions of the sensor assembly that fall within a predetermined resolution required when visualizing the data. This information 707a, consisting of data as a function of azimuth and depth, is stored in a memory buffer 711. A memory buffer of 16 Mbyte size is used, sufficient to store the necessary data when using a segment of drill pipe. As those skilled in the art will know, drill pipe comes in 30-foot (9.15 m) segments, with successive segments being added at the wellhead as drilling progresses.

Ved bruk av estimater for borehastigheten fra 717, og en fullført-boreseksjon-indikator 713 utføres en dybde-tid-korrelasjon 715. Fullført-boreseksjon-indikatoren omfatter informasjon så som antallet borestreng-segmenter. Borehastighet-estimatet oppnås, f.eks. ved hjelp av metoden omtalt i forbindelse med fig. 5A og 5B ovenfor. Tid-dybde-transformasjonsfunksjonen 715a som derved oppnås, brukes ved 719 til å behandle dataene som funksjon av asimut og tid i min-nebufferen 711 for å få et bilde som er en funksjon av asimut og dybde. Dette bilde lagres nedihull ved 721 i en minnebuffer. Med 16 Mbyte minne, blir det mulig å lagre 1700 fot (518,5 m) nede i hullet med en oppløsning på 1 tomme (25,4 mm). Disse data blir senere gjenvunnet ved innkjøring av borestrengen i hullet, eller de kan sendes opp gjennom hullet ved bruk av telemetriinnretningen 286. Ved å behandle dataene nede i hullet på denne måte, blir belastningen på telemetriinnretningen sterkt redusert, og den kan benyttes for overføring av andre data i tilknyt-ning til boremotoren og borkronen opp gjennom hullet. Using drill rate estimates from 717, and a completed drill section indicator 713, a depth-time correlation 715 is performed. The completed drill section indicator includes information such as the number of drill string segments. The drilling rate estimate is obtained, e.g. using the method discussed in connection with fig. 5A and 5B above. The time-depth transformation function 715a thereby obtained is used at 719 to process the data as a function of azimuth and time in the memory buffer 711 to obtain an image that is a function of azimuth and depth. This image is stored downhole at 721 in a memory buffer. With 16 Mbytes of memory, it becomes possible to store 1,700 feet (518.5 m) downhole with a resolution of 1 inch (25.4 mm). This data is later recovered when the drill string is driven into the hole, or it can be sent up through the hole using the telemetry device 286. By processing the data down the hole in this way, the load on the telemetry device is greatly reduced, and it can be used for the transmission of other data in connection with the drill motor and the drill bit up through the hole.

Minne-behovet for lagring av dataene kan lett beregnes. F.eks. vil, for et 8V2" (216 mm) hull, lagring av én fot (0,305 mm) av data med en oppløsning på 1" x 1" (25,4 mm x 25,4 mm) kreve (12) x (tu x 8,5) x 4 = 1282 datapunkter. Fagmenn på området vil innse at faktoren på 4 skriver seg fra nødvendigheten av å tilfredsstille Nyquist-samplingskriteriet i to dimensjoner). For 5000 fot (1525 m) av data og 16 bits (2 bytes) pr. dataprøve, gir dette totalt 12,82 Mbytes. Dette er en rimelig størrelse for et minne med den for tiden tilgjengelige maskinvare og kan selvsagt økes i fremtiden etterhvert som minneinnretninger blir mer kompakte. The memory requirement for storing the data can be easily calculated. E.g. for an 8V2" (216 mm) hole, storing one foot (0.305 mm) of data with a resolution of 1" x 1" (25.4 mm x 25.4 mm) would require (12) x (tu x 8.5) x 4 = 1282 data points. Those skilled in the art will recognize that the factor of 4 arises from the necessity of satisfying the Nyquist sampling criterion in two dimensions. For 5000 feet (1525 m) of data and 16 bits (2 bytes) per data sample, this gives a total of 12.82 Mbytes This is a reasonable size for a memory with the currently available hardware and can of course be increased in the future as memory devices become more compact.

Der hvor dybdedata ikke er tilgjengelige nede i hullet, forandres situasjonen på grunn av borehastighetens variabilitet. Systemet må kunne samle data under en hurtig borehastighet på 200 fot (61 m) /h så vel som ved en lav borehastigehet på 20 fot (6,1 m) /h, en variabilitetsfaktor på 10. Systemer som ikke kjenner borehastigheten vil måtte lagre data for å klare den hurtigste borehastigheten (200 fot/h i dette eksempel). Dersom hullet faktisk bores ved 20 fot/h, så vil den data-mengden som må lagres nede i hullet i fravær av noen behandling og desimering bli ti ganger så stor: 130 Mbytes i det foreliggende eksempel. Denne datamengde-lagring er for tiden upraktisk med tilgjengelig maskinvare. Where depth data is not available downhole, the situation changes due to the variability of the drilling speed. The system must be able to collect data under a fast drilling speed of 200 ft (61 m) /h as well as at a slow drilling speed of 20 ft (6.1 m) /h, a variability factor of 10. Systems that do not know the drilling speed will have to store data to handle the fastest drilling speed (200 ft/h in this example). If the hole is actually drilled at 20 ft/h, the amount of data that must be stored down the hole in the absence of any processing and decimation will be ten times as large: 130 Mbytes in the present example. This amount of data storage is currently impractical with available hardware.

Arrangementet vist i fig. 6A bruker ikke telemetridata fra overflaten for å beregne dybde. I et alternativt arrangement vist i fig. 6B, utføres en dybdeberegning nede i hullet ved 759 for å gi følersammenstillingens virkelige posisjon, under anvendelse av informasjon fra flere kilder innbefattende telemetridata. Én kilde er tidsinformasjonen 755a fra klokken 755. En borehastighet-føler gir en indikering av borehastigheten. Borehastighet 756a fås fra én av to kilder 756. Ifølge en utfø-ringsform initieres en inertialføler (ikke vist) hver gang boringen stoppes for tilkopling av en borerør-seksjon. Informasjonen fra denne inertialføler gir en indikasjon på hastighet. Dessuten, eller som et alternativ, kan borehastighet som overføres fra overflaten ved hjelp av nedlink (engelsk: «downlink»)-telemetrien benyttes og mottas ved nedihull-telemetriinnretningen 286. The arrangement shown in fig. 6A does not use telemetry data from the surface to calculate depth. In an alternative arrangement shown in fig. 6B, a downhole depth calculation is performed at 759 to provide the true position of the sensor assembly, using information from multiple sources including telemetry data. One source is the time information 755a from clock 755. A drill speed sensor provides an indication of the drill speed. Drilling speed 756a is obtained from one of two sources 756. According to one embodiment, an inertial sensor (not shown) is initiated each time the drilling is stopped to connect a drill pipe section. The information from this inertial sensor gives an indication of speed. Additionally, or alternatively, drilling rate transmitted from the surface using the downlink telemetry may be used and received by the downhole telemetry device 286.

En indikator 761 som angir fullført boreseksjon, som omtalt ovenfor med henvisning til 713 i fig. 6A, benyttes som ytterligere inngangsdata for dybdebereg-ningene, som er et estimat fra fremad-boreindikatoren 763, som ovenfor omtalt med henvisning til 709 til fig. i 6A. Denne dybdeberegning 759a brukes i data-komprimering og desimering 757 (som ovenfor omtalt i forbindelse med fig. 6A) for å behandle data 751a fra asimut-målefølerne 751 og data 753a-orienterings-følerne 753. Bildebehandlingen ved 765 gir dybdedata som funksjon av dybde 765a, idet disse data lagres nede i borehullet 767 med den samme oppløsning som ved 721 i fig. 6A. Behandlingsopplegget ifølge fig. 6B krever ikke minnebuffe-ren 711 som finnes i fig. 6A, men den krever overføring av flere dybdedata ned i hullet, og legger således til en viss grad beslag på telemetrileddet. An indicator 761 indicating completion of drilling section, as discussed above with reference to 713 in FIG. 6A, is used as additional input data for the depth calculations, which is an estimate from the forward drilling indicator 763, as discussed above with reference to 709 of fig. in 6A. This depth calculation 759a is used in data compression and decimation 757 (as discussed above in connection with FIG. 6A) to process data 751a from the azimuth measurement sensors 751 and data 753a orientation sensors 753. The image processing at 765 provides depth data as a function of depth 765a, as this data is stored down in the borehole 767 with the same resolution as at 721 in fig. 6A. The treatment scheme according to fig. 6B does not require the memory buffer 711 found in FIG. 6A, but it requires the transmission of more depth data down the hole, and thus imposes a certain degree of demand on the telemetry link.

Som ovenfor nevnt ved omtalen av fig. 5A-5B, kan en kombinasjon av beg-ge metoder også benyttes, dvs. utføre dybdeberegninger ut fra følerdata nede i borehullet i tillegg til å bruke nedlink-data. As mentioned above in the discussion of fig. 5A-5B, a combination of both methods can also be used, i.e. perform depth calculations from sensor data down the borehole in addition to using downlink data.

Overstående beskrivelse gjaldt resistivitetsmålinger. Enhver annen skalar-måling som utføres ved hjelp av en føler, kan behandles på samme måte for å forbedre S/N-forholdet før det overføres opp gjennom hullet ved hjelp av telemetri. Vektordata, som f.eks. ervervet ved hjelp av trykk- og skjærbølge-transduktorer krever noe mer komplisert behandling en hva fagmenn på området vil kjenne til. The above description concerned resistivity measurements. Any other scalar measurement made using a sensor can be similarly processed to improve the S/N ratio before being transmitted up the hole using telemetry. Vector data, such as acquired using pressure and shear wave transducers requires somewhat more complicated processing than what experts in the field will know.

Som ovenfor nevnt er de data som overføres fra borehullet indikative for resisistiviteter ved ensartet samplede dybder av formasjonslag. Dataene overføres i sann tid. De ovenfor beskrevne prosesser og anordninger gir et fargebilde med forholdsvis høy oppløsning, av formasjonen i sann tid. Oppløsningen av dette bilde kan ytterligere forbedres ved å bruke forskjellige bildeforbedrings-algoritmer. Fagmenn på området vil kjenne til disse bildeforbedrings-algoritmer. As mentioned above, the data transmitted from the borehole are indicative of resistivities at uniformly sampled depths of formation layers. The data is transmitted in real time. The processes and devices described above provide a relatively high resolution color image of the formation in real time. The resolution of this image can be further improved by using different image enhancement algorithms. Those skilled in the art will know these image enhancement algorithms.

Den grunnleggende følerkonfigurasjon ifølge fig. 3C benyttes også i en annen utførelsesform av oppfinnelsen for å utføre kjernemagnetiske resonansmå-linger (KMR-målinger). Dette er vist skjematisk i fig. 7A og 7B. Hylsen 862 er utstyrt med minst én pute 880 som ligger an mot borehullveggen. Puten innbefatter en permanentmagnet-enhet 883, her betegnet ved enkeltmagneter 883a, 883b og 883c. I en foretrukket utførelsesform er de to magneter på sidene orientert med like poler i samme retning og magneten i midten er orientert med sine poler motsatt sidemagnetenes poler. Med det viste magnet-arrangement oppstår det et statisk magnetfelt i formasjonen nær puten 82. Som fagmenn på området vil kjenne til, er det et område, kjent som undersøkelsesområdet, hvor feltstyrken er hovedsakelig konstant og feltretningen er radial. The basic sensor configuration according to fig. 3C is also used in another embodiment of the invention to perform nuclear magnetic resonance measurements (NMR measurements). This is shown schematically in fig. 7A and 7B. The sleeve 862 is equipped with at least one pad 880 which rests against the borehole wall. The pad includes a permanent magnet unit 883, denoted here by individual magnets 883a, 883b and 883c. In a preferred embodiment, the two magnets on the sides are oriented with equal poles in the same direction and the magnet in the middle is oriented with its poles opposite the poles of the side magnets. With the magnet arrangement shown, a static magnetic field is created in the formation near pad 82. As those skilled in the art will know, there is an area, known as the survey area, where the field strength is essentially constant and the field direction is radial.

NMR-målinger utføres ved å indusere et radiofrekvens (RF)-felt i formasjonen, som har en retning vinkelrett på det statiske magnetfelt, og utfører målinger av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet. Fig. 7B viser et arrangement der en leder 886 er anordnet i en aksial retning i puten 880 med en leden-de kappe 888 og myk ferritt 887. Ved å pulse en RF-strøm gjennom lederen 886 med en returbane gjennom kappen 888, induseres et RF-magnetfelt i formasjonen med en hovedsakelig tangential feltretning, dvs. omkretsmessig i forhold til borehullets akse. Dette er vinkelrett på det statiske felt i undersøkelsesområdet. Senderen blir slått av og arrangementet benyttes til å måle RF-feltet som produseres av relaksasjonen av det spinn som induseres av RF-feltet i formasjonen. NMR measurements are performed by inducing a radio frequency (RF) field in the formation, which has a direction perpendicular to the static magnetic field, and perform measurements of the relaxation of the spin induced by the RF field. Fig. 7B shows an arrangement where a conductor 886 is arranged in an axial direction in the pad 880 with a conductive jacket 888 and soft ferrite 887. By pulsing an RF current through the conductor 886 with a return path through the jacket 888, a RF magnetic field in the formation with a mainly tangential field direction, i.e. circumferential in relation to the axis of the borehole. This is perpendicular to the static field in the survey area. The transmitter is turned off and the arrangement is used to measure the RF field produced by the relaxation of the spin induced by the RF field in the formation.

Et alternativt arrangement av permanentmagnetene er vist i perspektiv i fig. 7C. Et par permanentmagneter 785a og 785b i form av bueformede segmenter av sylindere er anordnet i en aksialretning med de to magneters magnetiseringsret-ning i motsatte retninger. Dette eller lignende arrangementer, som omfatter flere enn ett magnetpar, frembringer et undersøkelsesområde i formasjonen med en hovedsakelig ensartet feltstyrke som har en radial feltretning. Anvendelsen av et ferrittelement 786 mellom magnetene bidrar til å forme undersøkelsesområdet. RF-spolearrangementet ifølge fig. 7B benyttes til å frembringe et RF-felt med en tangential komponent i undersøkelsesområdet. An alternative arrangement of the permanent magnets is shown in perspective in fig. 7C. A pair of permanent magnets 785a and 785b in the form of arc-shaped segments of cylinders are arranged in an axial direction with the magnetization direction of the two magnets in opposite directions. This or similar arrangements, comprising more than one pair of magnets, produce a survey area in the formation with a substantially uniform field strength having a radial field direction. The use of a ferrite element 786 between the magnets helps shape the survey area. The RF coil arrangement according to fig. 7B is used to produce an RF field with a tangential component in the examination area.

Fig. 7D viser et alternativt RF-antenne-arrangement som kan brukes med permanentmagnet-arrangementene ifølge fig. 7B eller fig. 7C. Plateformede lede-re 791 a og 791 b er anordnet i bueformede partier av puten (ikke vist). Når antennen pulses med et RF-signal, frembringes et RF-magnetfelt med en hovedsakelig langsgående komponent i formasjonen nær puten. Dette felt er vinkelrett på det radiale, statiske felt som dannes av permanentmagnet-arrangementene ifølge fig. 7B eller fig. 7C. Fig. 7D shows an alternative RF antenna arrangement that can be used with the permanent magnet arrangements of Figs. 7B or fig. 7C. Plate-shaped conductors 791 a and 791 b are arranged in arc-shaped parts of the pad (not shown). When the antenna is pulsed with an RF signal, an RF magnetic field with a predominantly longitudinal component is produced in the formation near the pad. This field is perpendicular to the radial, static field formed by the permanent magnet arrangements according to fig. 7B or fig. 7C.

Fagmenn på området vil innse at ved å bruke en enkeltmagnet (istedenfor et par motstående magneter) i konfigurasjonen ifølge fig. 7C, vil det i formasjonen nær borehullet oppstå et statisk felt som er hovedsakelig langsgående. RF-antenne-arrangementet vist i fig. 7B, som frembringer et RF-felt i formasjonen med hovedsakelig tangential komponent (omkretsmessig i forhold til lengdeaksen) og kan brukes til å utføre NMR-målinger ettersom det er vinkelrett på det statiske felt. Alternativt kan en sirkulær RF-spole med sin akse i en radial retning (ikke vist) i forhold til borehullaksen, brukes til å frembringe et radialt RF-felt som er vinkelrett på det langsgående, statiske felt for å utføre NMR-målinger. Those skilled in the art will recognize that by using a single magnet (rather than a pair of opposing magnets) in the configuration of FIG. 7C, a static field will arise in the formation near the borehole which is mainly longitudinal. The RF antenna arrangement shown in fig. 7B, which produces an in-formation RF field with a predominantly tangential component (circumferential to the longitudinal axis) and can be used to perform NMR measurements as it is perpendicular to the static field. Alternatively, a circular RF coil with its axis in a radial direction (not shown) relative to the borehole axis can be used to produce a radial RF field perpendicular to the longitudinal static field to perform NMR measurements.

Fagmenn på området vil også innse at med hvilken som helst av de konfi-gurasjoner som er beskrevet i forbindelse med fig. 7A-7D, kan bruk av et antall puter som er orientert i forskjellige retninger, eller utførelse av målinger med en enkelt pute ved forskjellige asimuter, gjøre det mulig å bestemme asimut-variasjoner i formasjonens NMR-egenskaper. En slik asimut-variasjon kan skyldes frak-turer i formasjonen som er innrettet på linje med frakturplan parallelle med borehullets akse, slik at fluidmengden i formasjonen (som er det som bestemmer NMR-reaksjonen) har en asimut-variasjon. Asimut-variasjonene kan også måles på en enkelt pute som roterer skikkelig sakte til at undersøkelsesområdet ikke endres i vesentlig grad i løpet av den tid NMR-målingene utføres. Those skilled in the art will also realize that with any of the configurations described in connection with FIG. 7A-7D, using a number of pads oriented in different directions, or performing measurements with a single pad at different azimuths, can allow azimuthal variations in the formation's NMR properties to be determined. Such azimuth variation can be due to fractures in the formation that are aligned with fracture planes parallel to the axis of the borehole, so that the amount of fluid in the formation (which is what determines the NMR reaction) has an azimuth variation. The azimuth variations can also be measured on a single pad that rotates very slowly so that the examination area does not change significantly during the time the NMR measurements are performed.

Ifølge enda en annen utførelsesform av oppfinnelsen vist i fig. 8, er permanentmagnet-sammenstillingen montert på det roterende hus 960. RF-sender/ mottaker-enheten inngår i minst én følermodul 980 som er montert på en hovedsakelig ikke-roterende hylse 962. Permanentmagnet-sammenstillingen omfatter et par ringformede sylindriske magneter 964a,b som er polarisert i lengderetningen. Et slikt arrangement gir et statisk magnetfelt i formasjonen, som er av radial retning og rotasjonsmessig symmetrisk rundt borehullet slik at rotasjon av selve magnetsammenstillingen ikke vil påvirke målingene (bortsett fra virkninger som skyldes vibrasjon av magnetsammenstillingen). Målingene som utføres ved hjelp av RF-enheten vil være asimut-avhengig hvis det finnes noen asimut-variasjon i formasjonen. According to yet another embodiment of the invention shown in fig. 8, the permanent magnet assembly is mounted on the rotating housing 960. The RF transceiver assembly is included in at least one sensor module 980 which is mounted on a substantially non-rotating sleeve 962. The permanent magnet assembly includes a pair of annular cylindrical magnets 964a,b which is polarized in the longitudinal direction. Such an arrangement provides a static magnetic field in the formation, which is of radial direction and rotationally symmetrical around the borehole so that rotation of the magnet assembly itself will not affect the measurements (apart from effects due to vibration of the magnet assembly). The measurements made using the RF unit will be azimuth dependent if there is any azimuth variation in the formation.

Fig. 9a viser en utførelsesform av oppfinnelsen der elektromagnetiske in-duksjonsfølere benyttes til å bestemme formasjonens resistivitet. En elektromagnetisk senderantenne 1050 brukes til å indusere et elektromagnetisk signal inn i formasjonen. Hver av stabilisatorene 1023 er utstyrt med en utsparing 1035 som opptar en elektromagnetisk mottakermodul 1054. Hver elektromagnetisk mottakermodul 1054 har et antall slisser 1056 bak hvilke mottakerspolene (ikke vist) er montert. Slissene er anordnet med aksial innbyrdes avstand, slik at målingene kan utføres ved minst to sender-til-mottaker-avstander. Antennen 1050 styres ved hjelp av en elektronikkmodul 1052 på et passende sted. Ved bruk av kjente, elektromagnetiske induksjonsloggemetoder, sender senderen ut en puls med en frekvens, og amplituden og fasen til signalet som mottas av mottakerne i mottakermodulene brukes til å bestemme formasjonens resistivitet. Frekvensen til det av-gitt signal er typisk mellom 1MHz og 10MHz. Med det asimut-plasserte arrangement av stabilisatorene 1033 og mottakermodulene 1054 på stabilisatorene, gjør denne utførelsesform det mulig å bestemme en asimut-variasjon av resistivitet. Når flere frekvenssignaler brukes, kan formasjonens resistivitets- og dielektrisi-tetskonstant bestemmes ved bruk av kjente metoder. Fig. 9a shows an embodiment of the invention where electromagnetic induction sensors are used to determine the resistivity of the formation. An electromagnetic transmitter antenna 1050 is used to induce an electromagnetic signal into the formation. Each of the stabilizers 1023 is equipped with a recess 1035 which accommodates an electromagnetic receiver module 1054. Each electromagnetic receiver module 1054 has a number of slots 1056 behind which the receiver coils (not shown) are mounted. The slits are arranged with an axial mutual distance, so that the measurements can be carried out at at least two transmitter-to-receiver distances. The antenna 1050 is controlled using an electronics module 1052 in a suitable location. Using known electromagnetic induction logging methods, the transmitter emits a pulse at a frequency, and the amplitude and phase of the signal received by the receivers in the receiver modules is used to determine the resistivity of the formation. The frequency of the emitted signal is typically between 1MHz and 10MHz. With the azimuthally located arrangement of the stabilizers 1033 and the receiver modules 1054 on the stabilizers, this embodiment enables an azimuthal variation of resistivity to be determined. When several frequency signals are used, the resistivity and dielectric constant of the formation can be determined using known methods.

Ved utførelsesformen vist i fig. 9b er de elektromagnetiske mottakere anordnet i en putemontert konfigurasjon. I et arrangement lik det som er vist i fig. 3C, er putene 1164 montert på en hylse 1105. Putene kan ekspanderes til anlegg mot formasjonen ved bruk av hydrauliske, elektriske eller mekaniske arrangementer (ikke vist). Senderen 1150 er også montert på hylsen. Den elektroniske styring for senderen og mottakeren kan være montert på et passende sted 1152. Som med utførelsesformen vist i fig. 9a, kan asimut-variasjoner av elektriske egenskaper bestemmes ved hjelp av amplitude- og fasemålinger av det mottatte signal etter eksitering av senderen 1150. In the embodiment shown in fig. 9b, the electromagnetic receivers are arranged in a pad-mounted configuration. In an arrangement similar to that shown in fig. 3C, the pads 1164 are mounted on a sleeve 1105. The pads can be expanded into contact with the formation using hydraulic, electrical or mechanical arrangements (not shown). The transmitter 1150 is also mounted on the sleeve. The electronic control for the transmitter and receiver may be mounted at a suitable location 1152. As with the embodiment shown in FIG. 9a, azimuth variations of electrical properties can be determined using amplitude and phase measurements of the received signal after excitation of the transmitter 1150.

Fig. 9c viser sender-mottaker-modulen 1200 som er egnet for bruk ved høyere frekvensinduksjonslogging med et signal ved 1GHz eller mer. Denne mo-dul kan være montert i utsparingen 1035 i stabilisatoren 1033, som vist i fig. 9a eller på en pute, så som 1164 i fig. 9b. Modulen er utstyrt med minst to sender-slisser 1202 og mottakerslisser 1204 med hver sin sender- og mottakerspole (ikke vist) bak slissene. Senderne er fortrinnsvis anordnet symmetrisk rundt mottakerne. Sender-til-mottaker-avstandene i denne modulen er betydelig mindre enn i utfø-relsesformene vist i fig. 9a, 9b, hvilket nødvendiggjør bruk av høyfrekvenssignaler (1 GHz eller mer). Fig. 9c shows the transmitter-receiver module 1200 which is suitable for use in higher frequency induction logging with a signal at 1GHz or more. This module can be mounted in the recess 1035 in the stabilizer 1033, as shown in fig. 9a or on a pad, such as 1164 in fig. 9b. The module is equipped with at least two transmitter slots 1202 and receiver slots 1204, each with its own transmitter and receiver coil (not shown) behind the slots. The transmitters are preferably arranged symmetrically around the receivers. The transmitter-to-receiver distances in this module are significantly smaller than in the embodiments shown in fig. 9a, 9b, which necessitates the use of high frequency signals (1 GHz or more).

Ifølge en annen utførelsesform av oppfinnelsen, utføres induksjonsmålinger ved bruk av elektrodearrangementet ifølge fig. 3A. Med henvisning til fig. 3A kan f.eks. elektrodene 301 aa, 301 ab brukes som en transmitter når de pulses samti-dig, i likhet med elektrodene 301 da, 301 db. Likeledes utgjør elektrodene 301 ba, 301 bb en mottaker mens elektrodene 301 ca, 301 cb utgjør en andre mottaker. According to another embodiment of the invention, induction measurements are carried out using the electrode arrangement according to fig. 3A. With reference to fig. 3A can e.g. the electrodes 301 aa, 301 ab are used as a transmitter when they are pulsed simultaneously, similarly to the electrodes 301 da, 301 db. Likewise, the electrodes 301 ba, 301 bb form a receiver, while the electrodes 301 ca, 301 cb form a second receiver.

Claims

1. Device for use in measurement during drilling, mounted on a drilling assembly (90) for determining a relevant parameter of a formation surrounding a borehole (26), said device comprising: (a) a rotatable housing (256, 960); (b) an orientation sensor (271) disposed in the housing to perform measurements related to the orientation of the housing; (c) a telemetry device (286) which is arranged in the housing and adapted to receiving depth information from a downhole controller; characterized in that the device further comprises: (d) at least one mainly non-rotating electromagnetic induction sensor (1156, 1054) which includes at least two axially separated receiver antennas which are operationally connected to the housing and on the outside thereof, the at least one electromagnetic induction sensor is in contact with the formation to perform measurements related to the relevant parameter; (e) a processor (272) for determining the relevant parameter based on measurements made by the direction sensor, the depth information and the measurements made by the at least one formation evaluation sensor.

2. Device according to claim 1, characterized in that the telemetry device is further arranged to transfer the specific parameter in question to the downhole controller.

3. Device according to claim 1, characterized in that the drilling assembly is performed on a drill-pipe part which is selected from: (i) a drill string (22), and (ii) a coiled pipe.

4. Device according to claim 1, characterized in that it further comprises a substantially non-rotating sleeve (262, 1105) which is connected to the housing, and the atformation evaluation sensors are carried by the sleeve.

5. Device according to claim 1, characterized in that the relevant parameter is selected from the set consisting of: (i) resistivity of the formation, (ii) slope of the formation and (iii) resistivity image of the borehole.

6. Device according to claim 1, characterized in that it further comprises at least one stabilizer (58, 276, 333, 1023, 1033) which is connected to the housing to stabilize the device during drilling operations, and that the at least one formation evaluation sensor is carried by the at least one stabilizer.

7. Device according to claim 6, characterized in that it comprises a transmitter antenna for inducing an electromagnetic signal with a frequency into the formation.

8. Procedure for determining, during drilling of a borehole with a drilling assembly, a relevant parameter of the formation surrounding the borehole, characterized in that it comprises: (a) using at least one non-rotating induction sensor that includes a pair of receiving antennas at known positions on the outside of the assembly to obtain data related to the parameter in question; (b) transmitting information about the depth of the drilling assembly from a surface control device to a telemetry device on the drilling assembly; (c) obtaining the orientation of the at least one sensor using a direction sensor arranged in the assembly; (d) processing the data about the relevant parameter in a processor disposed in the drilling assembly using the orientation of the sensors and the information about the depth of the drilling assembly to provide processed data about the relevant parameter; and (e) transmitting the processed data about the relevant parameter to the surface using a telemetry device on the drill assembly.

9. Method according to claim 8, characterized in that the at least one sensor is mounted on a mainly non-rotating sleeve on the drill assembly.

10. Method according to claim 8, characterized in that it further comprises advancing the drill assembly on either: (i) a drill string, or (ii) coiled tubing.

11. Method according to claim 8, characterized in that the treatment includes calculation of a drilling speed for the drilling tool.

12. Method according to claim 8, characterized in that the processing includes combining data measurements recorded in a depth and azimuth sampling interval.

13. Method according to claim 8, characterized in that the processing includes scrapping of redundant data measurements that have been recorded in a depth and azimuth sampling interval.