NO335038B1 - Likhetsprosessering for et akustisk måle-under-boringssystem for avbildning av laggrenser ved gjenkjenning av signallikheter - Google Patents

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer et system for å bore borehull, og som har en nedihulls sammenstilling som inneholder et verktøy for akustisk måling-under-boring. Det bruker den akustiske hastigheten gjennom formasjonene som omgir borehullet og en akustisk transmitter og et sett med mottakere for å bestemme laggrenser i bergartene som omgir borehullet. En akustisk isolator på verktøyet kan brukes for å svekke legemsbølger som reiser mellom transmitteren og mottakerne. Ytterligere svekking av legemsbølgene tilveiebringes av et terskel-filter basert på det absolutte maksimum til de mottatte signalene. Likhet av dataene bestemmes i et langsomhets / avskjærings-tidsdomene. Koherens og likhetsfiltreringsmetoder brukes for å differensiere mellom refleksjonssignaler og støy. Posisjonen og orienteringen av laggrensen i forhold til verktøyet bestemmes. Et ytterligere prosesseringstrinn bruker den relative posisjonen og orienteringen bestemt for et antall verktøyposisjoner for å ytterligere diskriminere mot støy og å oppnå en absolutt posisjon og dybde av laggrensene.

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

1. Oppfinnelsens område

Denne oppfinnelsen angår generelt systemer for boring av borehull for produksjon av hydrokarboner og mer spesielt et boresystem som har et akustisk måle-under-boring ("MWD")-system som del av en bunnhullssammenstilling for måling av akustiske hastigheter til undergrunnsformasjoner under boring av borehull og å bestemme posisjonen til formasjonslaggrensene rundt bunnhullssammenstillingen. Spesielt er denne oppfinnelsen relatert til avbildning av laggrenser ved å bruke likhetsteknikker i et MWD-system. Verktøyet er utstyrt med akustiske isolatorer for svekking av signaler som vandrer gjennom verktøylegemet. Dette, kombinert med prosessering for å redusere legemsbølgene, gjør den foreliggende oppfinnelsen i stand til å øke signal-til-støyforholdet i avbildningen av laggrensene. For formålene med denne oppfinnelsen er betegnelsen "laggrense" (bed boundary") brukt for å angi en geologisk laggrense, et grensesnitt mellom lag som har en akustisk impedans-kontrast, eller et undergrunns refleksjonspunkt.

2. Beskrivelse av den beslektede teknikk

For å erverve hydrokarboner slik som olje og gass, bores borehull eller brønn-boringer gjennom hydrokarbonbærende undergrunnsformasjoner. Et stort antall av den nåværende boreaktiviteten involverer å bore "horisontale" borehull. Fremskritt i MWD-målinger og styringssystemer for borkronen plassert i borestrengen muliggjør boring av de horisontale borehullene med forbedret effektivitet og større suksess. I det siste har horisontale borehull som strekker seg over flere tusen meter ("extended reach" borehull) blitt boret for å komme til hydrokarbonreserver i reservoarflanker og for å utvikle satellittfelt fra eksisterende offshore-plattformer. Enda nyligere har forsøk blitt gjort for å bore borehull som svarer til tredimensjonale borehullsprofiler. Slike borehullsprofiler inkluderer ofte vendinger (builds) og svinger langs borebanen. Slike tredimensjonale borehullsprofiler tillater hydrokarbongjenvinning fra multiple formasjoner og tillater optimal plassering av brønnboringer i geologisk intrikate formasjoner.

Hydrokarbonutvinning kan maksimaliseres ved å bore de horisontale og komplekse borehullene langs optimale lokaliseringer inne i de hydrokarbonproduserende formasjonene (payzones). Viktig for suksessen av disse borehullene er: 1) å etablere pålitelig stratigrafisk posisjonskontroll under landingen av borehullet i målforma-sjonen, og 2) å navigere borkronen riktig gjennom formasjonen under boring. For å oppnå slike brønnboringsprofiler er det viktig å bestemme den sanne lokaliseringen av borkronen i forhold til formasjonslaggrensene og grensene mellom de forskjellige fluidene, slik som oljen, gassen og vannet. Mangel på slik informasjon kan føre til "vanskelige borehullskne" langs borehullet som resulterer fra hull- eller bore-bane-korreksjoner for å finne eller for igjen å gå inn reservoarene. Slike borehullsprofiler begrenser vanligvis den horisontale rekkevidden og den endelige brønnborings-lengden frilagt for reservoaret. Optimalisering av borehullslokaliseringen inne i formasjonen kan også ha en vesentlig påvirkning på maksimaliseringen av produksjonsrater og minimaliseringen av gass- og vannkoningsproblemer. Styring av effektivitet og geologisk posisjonering er betraktet i industrien blant de største begrensningene for de nåværende boresystemene for boring av horisontale og komplekse brønnboringer. Tilgjengelighet av relativt presise tredimensjonale undergrunns seismiske kart, lokalisering av boresammenstillingen i forhold til laggrensene av formasjonen rundt boresammenstillingen kan sterkt forbedre sjansene for boring av borehull for maksimal utvinning. Kjent teknikk nedihulls har mangler i tilveie-bringelsen av slik informasjon under boring av borehullene.

Moderne avviks-boresystemer anvender vanligvis en borestreng som har en borkrone i bunnen som roteres av en borkronemotor (vanligvis referert til som "slammotoren"). Flere sensorer og MWD-innretninger er plassert i tett nærhet til borkronen for å måle visse bore-, borehulls- og formasjonsevalueringsparametere. Slike parametere anvendes deretter for å navigere borkronen langs en ønsket borebane. Typisk anvendes sensorer for måling av nedihullstemperatur og trykk, asimut og inklinasjonsmåleinnretninger og en formasjonsresistivitets-måleinnretning for å bestemme borestreng- og borehullsrelaterte parametere. Resistivitetsmålingene brukes til å bestemme tilstedeværelsen av hydrokarboner mot vann rundt og/eller i en kort avstand foran borkronen. Resistivitetsmålinger er mest vanlig brukt til å navigere eller "geostyre" borkronen. Imidlertid strekker dybden til undersøkelsene til resistivitetsinnretningene seg vanligvis til 2-3 meter. Resistivitetsmålinger tilveiebringer ikke laggrenseinformasjon i forhold til nedihullssammenstillingen. Videre, feilmargin for dybdemålingsinnretningene, vanligvis tatt i bruk på overflaten, er oftere større enn undersøkelsesdybden av resistivitetsinnretningene. Derfor er det ønskelig å ha et nedihullssystem som relativt nøyaktig kan kartlegge laggrensene rundt nedihullssammenstillingen, slik at borestrengen kan styres for å oppnå optimale borehullsbaner.

På denne måten defineres den relative posisjons-usikkerheten til brønn-boringen som blir boret og den kritiske nær-brønnlaggrensen eller kontakten defineres ved nøyaktigheten av de MWD-verktøyene for awiksundersøkelse og formasjonshellingsusikkerheten. MWD-verktøy anvendes for å måle jordas gravitasjon og magnetfelt for å bestemme inklinasjonen og asimuten. Kjennskap til kursen og posisjonen til brønnboringen avhenger helt av disse to vinklene. Under normale driftsbetingelser er nøyaktigheten til inklinasjonsmålingen tilnærmelsesvis pluss eller minus 0,2°. En slik feil overføres inn i en målposisjon-usikkerhet til omkring 3,0 meter pr. 1000 meter langs borehullet. I tillegg er hellingsratevariasjoner på flere grader vanlig. Den optimale plassering av borehullet er derfor svært vanskelig å oppnå basert på de nåværende tilgjengelige MWD-målingene, spesielt i tynne reservoarer, hellingsformasjoner og komplekse brønnboringsutforminger.

Nylig fremla, PCT-søknad nr. PCT/NO/00183 innlevert av Statoil Corp. bruken av akustiske sensorer som har en relativt kort avstand mellom mottakerne og senderen for å bestemme formasjonslag-grensene rundt nedihullssammenstillingen. Et vesentlig element ved bestemmelsen av laggrensene er bestemmelsen av gangtiden til refleksjonen av akustiske signaler fra laggrensene eller andre grensesnitt-anomaliteter. Denne søknaden foreslår å anvende estimater av de akustiske hastighetene oppnådd fra tidligere seismiske data eller avvikende brønner. Slike akustiske hastigheter er ikke svært presise fordi de er estimater av faktiske akustiske hastigheter for formasjonen. Også, siden dybdemålingene kan avvike med flere meter fra den sanne dybden av nedihullssammenstillingen, er det svært ønskelig å bruke virkelige akustiske formasjonshastigheter bestemt nedihulls under boreoperasjonene for å bestemme lokaliseringen av laggrensene i forhold til borkroneposisjonen i brønnboringen.

I tillegg, for akustiske eller soniske sensormålinger, skyldes den mest signifikante støykilden akustiske signaler som vandrer fra kilden til mottakerne via det metalliske verktøyhuset (vanligvis referert til som "legemsbølger" (body waves)) og slamsøylen som omgir nedihullssammenstillingen (vanligvis referert til som "tube waves"). Statoil-søknaden fremlegger akustiske sensorutforminger for å oppnå en viss mengde direktivitet i signalene. Den fremlegger også et koplingsskjema for en sender og en signalprosesseringsmetode for å redusere effektene til rørbølgen og legemsbølgen. Slike fremgangsmåter tilveiebringer imidlertid ikke alene tilstrekkelig reduksjon i rør- og legemsbølge-effektene, spesielt på grunn av den sterke direkte koplingen av de akustiske signalene mellom senderne og deres tilknyttede mottakere.

Den foreliggende oppfinnelsen adresserer de ovenfor anførte behovene og tilveiebringer et system for boring av borehull der bunnhullssammenstillingen inkluderer et akustisk MWD-system som har én akustisk sensoroppstilling som anvendes til å bestemme de akustiske hastighetene til borehullsformasjonene under boring og en annen akustisk sensoroppstilling for å bestemme laggrense-informasjon basert på de akustiske hastighetene til formasjonen målt nedihulls. Nye akustiske sensoroppstillinger fremlegges for relativt presist å bestemme laggrense-informasjonen. En likhetsbasert teknikk prosesserer de målte refleksjonene fra laggrensene og bestemmer posisjonen og orienteringen av laggrenselagene med hensyn til bore-verktøyet. De kyndige i teknikken vil gjenkjenne at i akustiske måleinnretninger som brukes i MWD-miljø er borkronen en kilde til sterke akustiske signaler som vandrer gjennom legemet til boresammenstillingen. Legemsbølger produseres også av den akustiske sender. Disse legemsbølgene, og rørbølgene som vandrer gjennom borehullet har typisk en stor amplitude sammenlignet med akustiske signalbølger i formasjonen som brukes ved avbildningen av laggrensene. I den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes akustiske isolatorer mellom senderne og deres tilknyttede mottakere for å redusere legemsbølge- og rørbølge-effektene. Et hvilket som helst antall ytterligere MWD-innretninger eller sensorer kan inkluderes i bunnhullssammenstillingen for å erverve ytterligere informasjon om borehullet og de omgivende formasjonene. En styringsinnretning eller system er inkludert i bunnhullssammenstillingen som kan drives nedihulls og/eller fra overflaten for å styre borkronen til å bore brønnen langs den ønskede bane.

Systemet i den foreliggende oppfinnelse korrelerer målinger fra de forskjellige MWD-innretningene og sensorene for å tilveiebringe parametere av interesse relatert til boreoperasjonene og formasjonsevaluering. Bunngrense-informasjonen kan anvendes til å kartlegge borehullsprofilen, for å oppdatere eller modifisere seismiske data lagret i den nedihullsundergrunnssammenstillingen og for å styre borekronen for å oppnå den ønskede borehullsprofilen. Laggrensen og annen informasjon beregnet nedihulls kan lagres nedihulls for senere gjenvinning og bruk. I tillegg transmitteres utvalgte parametere av interesse og annen informasjon til overflaten under boreoperasjonene for å hjelpe boreren i styringen av boreoperasjonene inkludert nøyaktig geostyring av borestrengen.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for nøyaktig avbildning av laggrenser ved å bruke akustiske signaler fra en sender i nedihulls-sammenstillingen som mottas av flere mottakere, også del av nedihulls-sammenstillingen. Systemet inkluderer en borestreng som har en borkrone og en nedihulls-undersammenstilling (subassembly) som har flere sensorer og måling-under-boring-innretninger, et nedihulls-beregningssystem og et to-veis telemetrisystem for beregning av nedihulls-laggrenseinformasjon i forhold til nedihullsundersammenstillingen. Nedihullsundersammenstillingen inkluderer et akustisk MWD-system som inneholder et første sett akustiske sensorer for bestemmelse av de akustiske hastighetene til formasjonen under boring av brønnboringen og et andre sett akustiske sensorer som anvender de akustiske hastighetene målt av systemet for å bestemme laggrensene rundt nedihulls-undersammenstillingen. Et databehandlingssystem er tilveiebrakt inne i nedihulls-undersammenstillingen som prosesserer nedihulls-sensorinformasjon og beregner de forskjellige parameterne av interesse som inkluderer laggrensene, under boring av brønnboringen.

I en alternativ utførelsesform inneholder det første og andre settet (opp-stillingene) av akustiske sensorer en sender- og en mottakeroppstilling, der senderen og noen av mottakerne i mottakeroppstillingen er felles for begge settene av akustiske sensorer. Hver mottaker i mottakeroppstillingen kan videre inneholde én eller flere individuelle akustiske sensorer. I én konfigurasjon er avstanden mellom senderen og mottakeren som er lengst borte i én av de akustiske sensorsettene vesentlig større enn avstanden mellom senderen og senteret til mottakerne i det andre settet. Det nedihullsdatabehandlingssystemet inneholder programmerte instruksjoner, modeller, algoritmer og annen (supplementerende) informasjon, inkludert informasjon fra tidligere borede borehull, geologisk informasjon om under-grunnsformasjonene og borebanen til borehullet.

I en alternativ utførelsesform inneholder det akustiske systemet en felles sender og identiske akustiske mottakeroppstillinger plassert symmetrisk på begge sider av senderen aksialt langs nedihulls-undersammenstillingen. I én konfigurasjon av en slik utførelsesform er en separat stabilisator plassert ekvidistant mellom senderen og hver av mottakeroppstillingene for å forårsake i det vesentlige den samme mengden refleksjoner av de transmitterte akustiske signalene. Den symmetriske oppstillingen hjelper i det vesentlige med å redusere effekten til den akustiske støyen fra legemsbølgene, den akustiske støyen fra rørbølgen tilknyttet det akustiske systemet og andre akustiske bølger (trykkbølger, skjærbølger, osv.) som forplanter seg langs borehullet. I tillegg kan akustiske isolatorer plasseres mellom senderen og hver av mottakeroppstillingene for å dempe de direkte akustiske signalene mellom senderen og mottakerne og for å øke gangtiden mellom disse for å redusere effekten til kroppsbølgene og rørbølgene på mottakerne.

Det akustiske systemet i den foreliggende oppfinnelsen bestemmer de faktiske formasjonshastigheter nedihulls under boring av brønnboringen og anvender deretter slike formasjonshastigheter for å bestemme laggrensene rundt nedihulls-sammenstillingen. Borkroneposisjonen beregnes nedihulls eller tilveiebringes til nedihulls-undersammenstillingen fra overflatemålinger. Laggrense-informasjonen anvendes for å geostyre borestrengen for å opprettholde borehullet på et ønsket sted inne i formasjonen. Den akustiske hastighets- og laggrense-informasjonen anvendes til å korrigere eller oppdatere seismiske kart og for å korrelere målinger fra andre MWD-målinger.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for boring av et borehull som benytter en nedihulls-undersammenstilling som har en første og en andre akustisk sensoroppstilling og et beregningssystem for å beregne målinger nedihulls under boringen av borehullet. Fremgangsmåten omfatter: (a) å føre den nedihullsundersammenstillingen langs brønnboringen; (b) å beregne nedihulls, ved beregningssystemet, hastigheten til akustiske signaler gjennom formasjoner nær den nedihullsundersammenstillingen fra målinger laget fra den første akustiske sensoroppstillingen; og (c) å bestemme nedihulls, ved beregningssystemet, laggrensene til formasjonene fra målinger fra den andre akustiske sensoroppstillingen og de bestemte akustiske hastighetene i overensstemmelse med programmerte instruksjoner tilveiebrakt av beregningssystemet. Boreretningen justeres basert på posisjonen til nedihulls-sammenstillingen i forhold til formasjonslaggrensene.

Eksempler på de viktigste trekkene til oppfinnelsen har derfor blitt oppsummert heller bredt slik at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger kan forstås bedre, og for at bidragene til teknikken kan settes pris på. Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av de selvstendige patentkrav. Det finnes selvfølgelig ytterligere trekk ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet heretter og som vil danne grunnlag for de ved-føyde uselvstendige krav.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For den detaljerte forståelse av den foreliggende oppfinnelsen bør referanse gjøres til den følgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukne utførelsesform, sett i samsvar med de medfølgende tegningene, der like elementer har blitt gitt like henvisningstall og hvor: Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem som har en borestreng som inkluderer et akustisk sensorsystem ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 2 viser et funksjonelt blokkdiagram av de store nedihulls-elementene til systemet vist i fig. 1. Fig. 3a viser en utførelsesform av det akustiske sensorsystemet for bruk i systemet i den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 3b viser en alternativ utførelsesform av det akustiske sensorsystemet til bruk i systemet i den foreliggende oppfinnelsen.

Fig. 4 viser et akustisk sensorsystem for bruk i systemet i fig. 1.

Fig. 5 viser et skjematisk diagram av refleksjonssignaler fra en grense detektert i sensorsystemet i fig. 4.

Fig. 6 viser en koherensfremvisning av dataene i fig. 5.

Fig. 7 er et skjematisk diagram som illustrerer strålebaner fra kilden til mottakeren reflektert fra en laggrense i sensorsystemet i fig. 4. Fig. 8 er et funksjonelt blokkdiagram av trinnene i den foreliggende oppfinnelsen for å bestemme posisjonen av en laggrense. Fig. 9 er et skjematisk diagram som viser likhetsdata i et mellomtrinn i fig. 8. Fig. 10 er et skjematisk diagram av histogrammene som er analysert i prosesseringen av likhetsdataene. Fig. 11 er et skjematisk diagram som illustrerer fremvisningen av mellomresultatene som brukes for å bestemme laggrensen.

Fig. 12 er en illustrasjon av ankomster av legemsbølger innenfor en luke.

Fig. 13a, 13b er illustrative likhetsplott uten (13A) og med (13B) terskelfiltrering.

BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORM

Generelt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen et boresystem for boring av borehull. Boresystemet inneholder en borestreng som har en nedihullsunder-sammenstilling som inkluderer en borkrone ved dens bunnende og flere sensorer og MWD-innretninger, inkludert et akustisk MWD-system som har et første sett med akustiske sensorer for å bestemme den akustiske hastigheten i formasjonen under boring av borehullet og et andre sett med akustiske sensorer for å bestemme laggrensene ved å anvende de akustiske hastighetsmålingene utført av det første settet med akustiske sensorer. En nedihulls-datamaskin og tilknyttet minne er tilveiebrakt for å beregne forskjellige nedihullsdriftsparametere, for å kartlegge formasjonen rundt nedihullsundersammenstillingen, for å oppdatere lagde modeller og data som et resultat av de beregnede parameterne og for å hjelpe boreren i å navigere borestrengen langs en ønsket brønnboringsprofil.

Systemet i oppfinnelsen inkluderer også foretrukne innretninger for å bestemme formasjonsresistiviteten, gammastråleintensiteten til formasjonen, bore-strenginklinasjonen og borestrengasimuten, nukleær porøsitet i formasjonen og formasjonsdensiteten. Borestrengen kan inneholde andre MWD-innretninger kjent i teknikken for å tilveiebringe informasjon om undergrunnsgeologien, borehullsforhold og driftsparametere for slammotor, slik som differensialtrykket over slammotoren, kraftmomentet og tilstanden til den bærende sammenstilling. Valgte data overføres mellom nedihulls-sammenstillingen og beregningsapparatet på overflaten via et toveis telemetrisystem. Beregningsapparatet på overflaten overfører signaler til nedihulls-sammenstillingen for å styre visse ønskede operasjoner og også for å prosessere de mottatte data ifølge programmerte instruksjoner for å forbedre boreoperasjonene.

Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 som har en nedihulls-sammenstilling som inneholder et akustisk sensorsystem og overflateinnretningene ifølge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Som vist inkluderer systemet 10 et konvensjonelt boretårn 11 montert på en kranplattform 12 som støtter et roterbart bor 14 som roteres av en primærflytter (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 20 som inkluderer en borerørseksjon 22 strekker seg nedover fra det roterbare boret 14 inn i et borehull 26. En borkrone 50 festet til enden av borestrengen nedihulls, desintegrerer de geologiske formasjonene når den roteres. Borestrengen 20 er koplet til et heiseverk 30 via et drivrørsledd 21, svivel 28 og line 29 gjennom et system av taljer 27. Under boreoperasjonene drives helse-verket 30 til å kontrollere vekten på boret og penetrasjonsraten til borestrengen 20 inn i borehullet 26. Operasjonen av heisverket er velkjent i teknikken og er derfor ikke beskrevet i detalj her.

Under boreoperasjoner sirkuleres et passende sirkulasjonsfluid (vanligvis referert til i teknikken som "slam") 31 fra en slamdam 32 under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Sirkulasjonsfluidet 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en pumpeanordning (desurger) 36, fluid-ledning 38 og drivleddet 21. Sirkulasjonsfluidet slippes ut i bunnen av borehullet 51 gjennom en åpning i borkronen 50. Sirkulasjonsfluidet sirkulerer opphulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og tømmes ut opp i slam-dammen 32 via en returledning 35. Foretrukket anvendes flere sensorer (ikke vist) på en passende måte på overflaten ifølge kjente fremgangsmåter i teknikken for å tilveiebringe informasjon om forskjellige borerelaterte parametere, slik som fluid-strømningsrater, vekt på boret, kroklast, osv.

En overflatestyringsenhet 40 mottar signaler fra nedihullssensorene og innretningene via en sensor 43 plassert i fluidledningen 38 og prosesserer slik signaler ifølge programmerte instruksjoner tilveiebrakt til overflate-styringsenheten. Styringsenheten på overflaten fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på en display/monitor 42, hvilken informasjon anvendes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Kontrollenheten 40 på overflaten inneholder en datamaskin, minne for å lagre data, dataregistrerer og annet periferiutstyr. Kontrollenheten 40 på overflaten inkluderer også modeller og prosesserer data ifølge programmerte instruksjoner og svarer på brukerkommandoer innført gjennom en passende anordning, slik som et tastatur. Styringsenheten 40 er foretrukket tilpasset til å aktivere alarmer 44 når visse usikre eller uønskede driftsbetingelser inntreffer.

En boremotor eller slammotor 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) lagt ut i en bæresammenstilling 57 roterer borkronen 50 når sirkulasjonsfluidet 31 passeres gjennom slammotoren 55 undertrykk. Bæresammenstillingen 57 støtter de radiale og aksiale kreftene på borkronen, trykket på boremotoren og den reaktive lasten oppover fra den anvendte vekten på boret. En stabilisator 58 koplet til bæresammenstillingen 57 fungerer som en sentralanordning for den nederste delen av slammotorsammenstillingen.

I den foretrukne utførelsesformen av systemet i den foreliggende oppfinnelsen er nedihulls-sammenstillingen 59 (også referert til som bunnhullssammenstillingen eller "BHA"), som inneholder de forskjellige sensorene og MWD-innretningene for å tilveiebringe informasjon om formasjonen og boreparameterne nedihulls og slammotoren, koplet mellom borkronen 50 og borerøret 22. Nedihulls-sammenstillingen 59 har foretrukket en modulbasert konstruksjon, ved at de forskjellige innretningene er sammenkoplede seksjoner slik at de individuelle seksjonene kan erstattes når ønskelig.

Fremdeles med henvisning tilbake til fig. 1, BHA inneholder foretrukket også sensorer og innretninger i tillegg til sensorene beskrevet over. Slike innretninger inkluderer en innretning for å måle formasjonsresistivitet nær og/eller foran borkronen, en gammastråleinnretning for å måle gammastråleintensiteten til formasjonen og innretninger for å bestemme inklinasjonen og asimuten til borestrengen. Måleinnretningen 64 for måling av formasjonsresistivitet er foretrukket koplet over den nedre kick-off undersammenstilling 62 som tilveiebringer signaler, fra hvilken resistivitet av formasjonen nær eller foran borkronen 50 bestemmes. Én resistivitets-måleinnretning er beskrevet i US-patent nr. 5,001,675, som er overdratt til eieren av denne og som er innarbeidet her ved referanse. Dette patentet beskriver en dobbel-forplantnings-resistivitetsinnretning ("DPR") som har én eller flere par transmitterende antenner 66a og 66b i avstand fra én eller flere par med mottakende antenner 68a og 68b. Magnetiske dipoler benyttes, som drives i det midtre og lavere høyfrekvens-spekteret. I drift perturberes de transmitterte elektromagnetiske bølgene ettersom de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsinnretningen 64. De mottakende antenner 68a og 68b detekterer de perturberte bølgene. Formasjonsresistivitet avledes fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene prosesseres av en nedihullskrets som foretrukket er plassert i et hus 70 over slammotoren 55 og transmittert til styringsenheten 40 på overflaten ved å bruke et passende telemetrisystem 72.

Inklinometeret 74 og gammastråleinnretningen 76 er passende plassert langs resistivitetsmåleinnretningen 64 for henholdsvis å bestemme inklinasjonen til delen av borestrengen nær borkronen 50 og gammastråleintensiteten til formasjonen. Ethvert passende inklinometer og gammastråleinnretning kan imidlertid anvendes for hensiktene til denne oppfinnelsen. I tillegg kan en asimutinnretning (ikke vist), slik som et magnetometer eller en gyroskopinnretning anvendes for å bestemme borestrengasimuten. Slike innretninger er kjent i teknikken og er derfor ikke beskrevet i detalj her. I konfigurasjonen beskrevet over overfører slammotoren 55 effekt til borkronen 50 via én eller flere hule aksler som går gjennom resistivitetsmåle-innretningen 64. Den hule akselen gjør det mulig for sirkulasjonsfluidet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50.1 en alternativ utførelsesform av borestrengen 20, kan slammotoren 55 koples under resistivitetsmåle-innretningen 64 eller på et hvilket som helst annet passende sted.

US-patent 5,325,714 til Lende, overdratt til innehaveren av denne, som herved er innarbeidet ved referanse, fremlegger plassering av en resistivitetsinnretning mellom borkronen og slammotoren. Den ovenfor beskrevne resistivitetsinnretning, gammastråleinnretning og inklinometeret er foretrukket plassert i et felles hus som kan koples til motoren på en måte som er beskrevet i US-patent 5,325,714.1 tillegg fremlegger US-patent søknad nr. 08/212,230, overdratt til innehaveren av denne, som herved er innarbeidet ved referanse, et modulsystem hvor borestrengen inneholder modulære sammenstillinger som inkluderer en modulær sensorsammen-stilling, motorsammenstilling og kick-off subs. Den modulære sensorsammen-stillingen er anordnet mellom borkronen og slammotoren som beskrevet her ovenfor. Den foreliggende oppfinnelsen anvender foretrukket modulsystemet som fremlagt i US nr. 08/212,230.

Nedihullssammenstillingen i den foreliggende oppfinnelsen inkluderer foretrukket en MWD-seksjon 78 som inneholder en måleinnretning for måling av en nukleær formasjonsporøsitet, en nukleær tetthetsinnretning og et akustisk sensorsystem plassert over slammotoren 64 i huset 78 for å tilveiebringe informasjon nyttig for evaluering og testing av undergrunnsformasjoner langs borehull 26. De foretrukne konfigurasjonene av det akustiske sensorsystemet er beskrevet senere med referanse til fig. 3a, 3b og 5a. Den foreliggende oppfinnelsen kan anvende en hvilken som helst av de kjente formasjonstetthets-innretningene. US-patent 5,134,285, som er overdratt til innehaveren av denne og som er innarbeidet her ved referanse, fremlegger en formasjonstetthetsinnretning som anvender en gammastrålekilde og en detektor som kan anvendes i systemet i den foreliggende oppfinnelsen. I bruk går gammastråler som emitteres fra kilden inn i formasjonen der de samvirker med formasjonen og svekkes. Svekkingen av gammastrålene måles av en passende detektor som tettheten til formasjonen bestemmes fra.

Porøsitetsmåleinnretningen er foretrukket innretningen som generelt er fremlagt i US-patent 5,144,126, som er overdratt til innehaveren av denne og som er innarbeidet her ved referanse. Denne innretningen anvender en kilde som sender ut nøytroner og en detektor for å måle de resulterende gammastrålene. I bruk emitteres høyenergi-nøytroner inn i den omgivende formasjonen. En passende detektor måler nøytronenergi-forsinkelsen på grunn av interaksjonen med hydrogen og atomer som er til stede i formasjonen. Andre eksempler på nukleære loggeinnretninger er fremlagt i US-patenter 5,126,564 og 5,083,124.

De ovenfor anførte innretningene transmitterer data til nedihulls-telemetrisystemet 72, som i sin tur overfører de mottatte data opphulls til styringsenheten 40 på overflaten. Nedihulls-telemetrisystemet mottar også signaler og data fra opphulls-styringsenheten 40 og transmitterer slike mottatte signaler og data til de passende nedihulls-innretningene. Den foreliggende oppfinnelsen anvender foretrukket en slampuls-telemetriteknikk for å kommunisere data fra nedihulls-sensorer og innretninger under boreoperasjoner. En transduser 43 plassert i slamtilførselsrøret 38 detekterer slampulsene som er svar på data overført av nedihulls-telemetrisystemet 72. Transduser 43 genererer elektriske signaler som svar på slamtrykkvariasjonene og transmitterer slike signaler via en leder 45 til styringsenheten 40 på overflaten. Andre telemetriteknikker, slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller hvilke som helst andre passende teknikker kan anvendes i oppfinnelsens hensikt.

Fig. 2 viser et funksjonelt blokkdiagram av hovedelementene i nedihullsundersammenstillingen 59 og illustrerer videre datakommunikasjonsbanene mellom de forskjellige systemelementene. Det bør anmerkes at fig. 2 illustrerer kun én oppstilling av elementene og et system for datakommunikasjon mellom disse. Andre opp-stillinger kan anvendes like effektivt i hensikten til denne oppfinnelsen. For anvende-lighet er sensorene for å bestemme driftsbetingelsene nedihulls og helsen til nedihulls-sammenstillingen angitt som Si-Sj, det akustiske sensorsystemet er betegnet med henvisningstall 160 mens de gjenværende nedihulls MWD-innretningene, slik som den nukleære, elektromagnetiske, retningsbestemte og lignende, er angitt ved di-dm. Sensorene Si-Sj, MWD-innretningene di-dmog det ønskelige akustiske sensorsystemet 160 er anordnet inn i nedihulls-undersammen stillingen på en ønskelig måte. Under drift, lagres et forutbestemt antall diskrete datapunkt ut-signal fra sensorene og MWD-innretningene inne i en buffer som, i fig. 2, er inkludert som en partisjonert del av minnekapasiteten til datamaskinen 150. Alternativt kan bufferlageret omfatte et separat element (ikke vist).

Sensorespons-forholdene eller -"modellene" for det akustiske sensorsystemet og andre sensorer i nedihulls-undersammenstillingen er foretrukket lagret i et minne 148. Disse modellene er bestemt matematisk og/eller ved å måle responser fra sensorene i en kjent tett formasjon. I tillegg lagres andre referansedata slik som data som definerer målformasjonene som skal bores, seismiske data, avviksbrønndata, foretrukket nedihulls i minnet 148. En toveis data- og kommandosignal-kommunika-sjon er tilveiebrakt mellom datamaskinen 150 og minnet 148. Responser fra sensorene Si-Sj, di-dmog 160 transmitteres til datamaskinen 150 der de transformeres til parametere av interesse eller svar som beskrevet senere. Nedihulls-elektronikken for prosessering av signaler nedihulls og for å utføre andre beregninger inkluderer datamaskinen eller kontrolleren 150, minnet 145 og 146, og andre ønskelige komponenter, slik som signalprosessorer, forsterkere, osv. (ikke vist). For enkel-hets skyld er bruken av slike komponenter kjent og er derfor ikke inkludert i fig. 2.

Fremdeles med referanse til fig. 2, parameterne av interesse transmitteres til overflaten via opp-link telemetribanen 127 eller lagres i minnet 146 for påfølgende gjenvinning ved overflaten. Siden det akustiske sensorsystemet 160 og andre sensorer 152 og drdmer plassert aksialt langs nedihulls-undersammenstillingen, svarer ikke deres responser til det samme målepunkt inne i borehullet 26 (se fig. 1). Før kombineringen eller korreleringen av dataene fra forskjellige sensorer flytter datamaskinen 150 dataene til et felles dybdepunkt. De forskjellige innretningene di-dmoppviser også nødvendigvis ikke den samme vertikale oppløsning. Derfor utføres vertikal oppløsnings-matching av datamaskinen 150 før kombinering eller korrelering av målinger fra forskjellige sensorer.

Når dataene er beregnet fra de dybde-forskjøvede og oppløsnings-matchede data, sendes parameterne av interesse deretter til nedihullsdelen av telemetrisystemet 142 og deretter telemetreres de til overflaten av en passende opp-link telemetrianordning illustrert konseptuelt ved den prikkede linjen 127. Kraftkilden 144 tilfører kraft til telemetrielementet 142, datamaskinen 150, minner 146 og 148 og tilknyttede styringskretser (ikke vist). Informasjon fra overflaten overføres over ned-link telemetribanen som er illustrert konseptuelt ved den stiplede linjen med pil 129 til det nedihulls-mottakingselementet i den nedihulls-telemetrienheten 142, og overføres deretter til datalagringsenheten 148 for etterfølgende bruk.

Fig. 3a er et skjematisk diagram av en del 200 av nedihulls-undersammenstillingen som viser en utførelsesform av det akustiske systemet i den foreliggende oppfinnelsen plassert i MWD-seksjon 78 vist i fig. 1. Undersystemet i fig. 3a er foretrukket plassert mellom slammotoren 55 og nedihulls-telemetriseksjonen 72. Undersystemet 200 inneholder en nukleær tetthetsinnretning 202 og en nukleær porøsitetsinnretning 204 av typen beskrevet tidligere, separert av en akustisk isolatorseksjon 206. Tetthetsinnretningen 202 og porøsitetsinnretningen 204 kan være inneholdt i et felles hus 208 eller dannet som individuelle seksjoner eller moduler. En første akustisk sender eller et sett av sendere Ti er plassert mellom tetthetsinnretningen 202 og den første isolatoren 206. En andre akustisk transmitter eller sett av transmittere T2er plassert forbi porøsitetsinnretningen og en andre akustisk isolator 210. Flere akustiske mottakere R1-Rn er plassert i aksial avstand fra hverandre mellom transmitterne Ti og T2. Avstanden d2mellom transmitteren Ti og sentrum til mottakeren lengst borte i oppstillingen 212 er foretrukket mindre enn fire og en halv (4,5) meter mens avstanden di mellom transmitter T2og den nære mottaker i oppstillingen 212 er ikke mindre enn ti (10) centimeter.

Hver av transmitterne og mottakerne er koplet til elektroniske kretser (ikke vist) som forårsaker de akustiske transmitterne til å generere akustiske pulser ved forut-bestemte tidsintervaller og mottakerne til å motta alle reflekterte akustiske signaler fra borehullsformasjonene. I én driftsmodus er det akustiske systemet for bestemmelse av de akustiske hastighetene i formasjonen selektivt aktivert under boring og det akustiske systemet for å bestemme laggrenseinformasjonen aktiveres når boreaktiviteten stoppes, for i det vesentlige å redusere akustisk støy generert av borkronen. I en alternativ driftsmodus, kan både hastighets- og laggrensemålingene utføres når boringen pågår. Andre passende driftsmodi kan også anvendes i systemet i den foreliggende oppfinnelsen.

I den foreliggende oppfinnelsen foretrekkes en oppstilling av to eller flere mottakere framfor et mindre antall mottakere for å oppnå mer nøyaktige akustiske målinger. Det er kjent at kvaliteten til akustiske målinger kan forbedres ved å anvende mottakeroppstillinger som har et stort antall mottakere. I drift energiseres foretrukket transmitterne flere ganger over en kjent tidsperiode og de mottatte signalene stakkes for å forbedre oppløsning. Slike dataprosesserings-teknikker er kjent i teknikken og er derfor ikke beskrevet i detalj her. Transmitteren Ti drives foretrukket ved en forvalgt frekvens mellom 5 til 20 KHz, mens transmitteren T2drives ved en frekvens mellom 100 Hz til 5 KHz. Nedihulls-datamaskinen 150 bestemmer gangtiden til de akustiske signalene og slik hastigheten til de akustiske signalene gjennom formasjonen ved å prosessere signaler fra den første transmitteren T1 og mottakerne 212 ved å anvende en hvilken som helst av fremgangsmåtene kjent i teknikken. Datamaskinen bestemmer deretter avstanden mellom et målepunkt i undersammenstillingen 200 og bunngrensene rundt nedihulls-undersammenstillingen fra data mottatt av mottakerne som svar på signalene transmittert av transmitteren T2og ved å anvende de virkelige målingene for akustisk hastighet bestemt av datamaskinen.

Som anført tidligere er avstanden d2foretrukket mindre enn 4,5 meter, som har blitt bestemt i teknikken til å være tilstrekkelig for å bestemme de akustiske hastighetene gjennom formasjonene som omgir transmitter- og mottakeroppstillingen. Imidlertid er stor avstand mellom transmitteren og mottakeren ikke gunstig, da rørbølgene og legemsbølgene kan utgjøre dominante signaler mottatt av mottakerne, som deretter filtreres eller fjernes ved matematiske teknikker kjent i teknikken, før prosesseringen av signalene som er reflektert fra laggrensene. For å redusere effektene fra legemsbølgene er akustiske isolatorer 206 og 210 henholdsvis plassert mellom transmitterne Ti og T2og mottakerne. En del av isolatoren strekker seg foretrukket bak huset 211, dvs. inn i ringrommet mellom borehullet og den nedihulls-undersammenstillingen for å dempe eller redusere den direkte koplings-effekten til rørbølgene. Transmitterne kan drives ved å sveipe frekvensene innenfor deres respektive områder eller kan drives ved forskjellige diskrete multiple frekvenser for å fjerne støyen og for derved å forbedre signalkvaliteten. Nedihulls-datamaskinen 150 kan programmeres til å drive de akustiske sensorsystemene ved de ønskelige frekvensene og de ønskelige tidsintervallene. De brukte frekvensene avhenger typisk av undersøkelsesdybden og den ønskede oppløsning for en spesiell anvendelse.

Utførelsesformen til det akustiske systemet i fig. 3a viser to sendere og en enkelt mottakeroppstilling. Noen eller alle mottakerne i oppstillingen kan anvendes som mottakerne med kort avstand, og på samme måte kan noen eller alle mottakerne i oppstillingen anvendes som mottakerne med lang avstand. De akustiske elementene i den foreliggende oppfinnelsen kan konfigureres til å inneholde en enkelt transmitter og en mottaker med kort avstand eller mottakeroppstilling, og en mottaker med lang avstand eller mottakeroppstilling, som vist i fig. 3b. I en slik konfigurasjon er den enkelte transmitter T foretrukket plassert i én ende av undersammenstillingen og en nær mottakeroppstilling (Rnear) 220 har mottakere Ri-Rmplassert i en avstand di og en fjern mottakeroppstilling (Rfar) 222 som har mottakere R'i-R'n er plassert i en avstand 62fra transmitteren T. Den akustiske isolatoren 224 i denne konfigurasjonen er plassert mellom transmitteren T og mottakeroppstillingen 222 med lang avstand. Den enkelte transmitter T kan drives under ett tidsintervall ved en første frekvens eller sett av frekvenser for mottakerne med kort avstand 220 og drives i et andre tidsintervall ved en andre frekvens eller sett av frekvenser for mottakerne med lang avstand 222.1 konfigurasjonene vist i fig. 3a-b er alle de akustiske sensorene plassert over slammotoren 55. Alternativt kan noen av mottakerne plasseres over slammotoren og de andre under slammotoren.

Prosesseringen av data for avbildning av laggrenser er vist ved hjelp av et eksempel. Fig. 4 er en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform 230 mellom to grenser 234 og 236. Innretningen har en enkelt transmitter 232 og fire mottakere r1, r2, r3 og r4. De mottakerne som er vist er kun eksempler og i en foretrukket utfør-elsesform kan flere mottakere benyttes. Strålebaner 238, 240 er også vist for bølger fra transmitteren som reflekteres ved grensen 234 og mottas av mottakerne r1, r2.1 tillegg er strålebaner 242, 244 for bølger fra transmitteren som reflekteres ved grensen 236 og som mottas av mottakerne r1, r2 også indikert.

Fig. 5 viser signaler som ville blitt mottatt av mottakerne r1-r4 svarende til refleksjoner fra grensen 236 under innretningen. Abscissen er gangtiden og ordinaten er avstanden mellom kilden og mottakeren. Trasene 260a-260d er mottatte signaler som svarer til reflekterte bølger fra grensen 236. Bølgene kan være kompresjonsbølger eller skjærbølger, idet hver type av bølger har en forskjellig forplantningshastighet og derfor en forskjellig ankomsttid ved reflektoren. Fig. 6 viser resultatet fra transformeringen av signalene vist i fig. 5 til et langsomhets-minimalt tidsavviks-domene. Konturer 290 er plottet som viser likheten (semblance) til trasene 260a-260d i det transformerte domenet. Konturplottet er i den hensikt å forenkle illustrasjonen her: andre typer av fremvisninger, slik som fargekoding eller gråskalafremvisninger av likheten brukes for lettere å utføre de påfølgende tolkningstrinnene.

Likheten til et sett av signaler fi(j) er gitt ved:

der w = W/SR, der W er lengden av tidsvinduet og SR er tidssamplingsraten, S er langsomheten, ti = {T + S<*>(DrDi)}/SR, Di er avstanden fra kilden til den i-te mottaker, og n er antallet mottakere.

Likheten er i hovedsak et mål på likheten til trasene, slik som de vist i fig. 5, langs linjene med stigning. Én slik linje er vist som 270 i fig. 5 og svarer til toppen av konturverdiene indikert ved 300 i fig. 6.

Forholdet mellom gangtidene ved de forskjellige mottakerne kan ses med referanse til fig. 7. En kilde S er vist i en avstand d fra en laggrense 236. Strålebaner 342, 344 fra kilden til to mottakere R1, R2 for en refleksjon fra laggrensen 236 er indikert. Verktøyaksene S-R1-R2 skråner med en vinkel a til laggrensen, som gir en vinkel p mellom verktøyet og normalen til laggrensen som Tt/2-a. Ved å angi ved S' bildepunktet til kilden i reflektoren, er gangtiden fra kilden til den i-te mottaker gitt ved

Den foreliggende oppfinnelsen bruker verdier for hastigheten v ervervet fra det direkte signalet mellom en kilde og flere mottakere i verktøyet. En topp i likheten slik som 300 i fig. 6 har en nær-mottakertid og en langsomhet assosiert med den. Langsomheten er differansen i tid for ankomst mellom to mottakere dividert med avstanden mellom mottakerne. Ved å kjenne avstanden fra senderen til den nære mottaker og langsomheten, gjør ligning (2) det derfor mulig å bestemme avstanden d fra senderen til den reflekterende grensen og også orienteringen til sender/mottaker-sammenstillingen til den reflekterende grensen. De som er faglært i teknikken vil gjenkjenne at, istedenfor nær-mottakeravstanden, kan en hvilken som helst referan-semottaker benyttes, med en tilsvarende referanse-mottakertid og langsomhet.

De faglærte i teknikken vil gjenkjenne at forholdet mellom gangtiden og kilde-mottakeravstanden eksakt kan beskrives ved en hyperbel. Konvensjonell seismisk prospektering stoler på dette forholdet for å utføre prosessen med "migrering" av seismiske refleksjoner. I seismisk prospektering er kilde-mottakeravstandene typisk små i sammenligning med dybdene til reflektorene og innfallsvinkelen er typisk liten (mindre enn 45°). I seismisk prospektering er en nulloffset-avskjæringstid brukt hvor langsomhets-skannene utføres (heller enn den minimale kilde-mottakeroffset som i den foreliggende oppfinnelsen). En hyperbel i tids-avstandsdomenet mappes til en ellipse i langsomhets-tidsavskjæringsdomenet. Fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen stoler på det faktum at hvor kilde-mottakeravstandene er store i sammenligning med avstanden til grensene, kan tids-avstandsforholdet inne i det romlige samplingsvinduet approksimeres ved en rett linje. En rett linje i tids-avstandsdomenet mappes til et punkt i langsomhet/avskjæringstidsdomenet, slik at likheten til en refleksjonsankomst vil være en enkelt vel definert topp i langsomhets/avskjærings-tidsdomenet. På grunn av avvik fra lineariteten i tids-avstandsdomenet og for å måle støy, vil den målte koherens bli tilsølt.

Med enkel modifisering (for å ta i betraktning avvik fra linearitet) kan fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen også brukes hvor kilde-mottakerav-stander er små i sammenligning med avstander til laggrenser, og også hvor mottakere er anordnet på begge sider av kilden. Slike modifikasjoner er tenkt å være innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen.

Med dette som bakgrunn vil prosesseringstrinnene til den foreliggende oppfinnelsen bedre bli forstått.

Fig. 8 illustrerer skjematisk de viktigste trinnene i den foreliggende oppfinnelsen. Prosessering begynner i en initial posisjon av nedihullsverktøyet 310. Signalene fra alle mottakerne i denne posisjonen er innsamlet 312 for å gi data slik som traser 260a-260d i fig. 5. En terskelfiltrering for svekking av legemsbølger, beskrevet under i referanse til figurer 12 og 13, anvendes. Likheten til dataene i langsomhets-tids-domenet bestemmes 314 for å gi data slik som vist i fremvisningen i fig. 6. Som anført over er fargefremvisninger eller gråskalafremvisninger bedre egnet i denne hensikt.

Deretter filtreres 316 likhetsdataene. Supplerende informasjon, slik som seismiske data, logger i brønner ved siden av, brønnundersøkelsesdata, osv., kan gi en indikasjon på tilnærmelsesvis hvor laggrensen er med hensyn til nedihulls-innretningen. Ved bruken av ligninger (2), gir dette et estimat på hvor i langsomhets-tidsdomenet laggrense-refleksjoner sannsynligvis vil være tilstede, som definerer en sone av interesse. Data innenfor sonen av interesse brukes i det neste trinnet 318.

Det er to aspekter ved filtreringen av dataene. Ett aspekt er det med likhets-eller koherensfiltrering, som gjør bruk av koherensen til dataene. I en utførelsesform av oppfinnelsen er en koherensfordeling av dataene oppnådd, de lokale maksima til koherens- eller likhetsverdiene bestemmes, og et utvalg av et akseptabelt område av koherensverdier gjøres. Det andre aspektet med filtreringen er en langsomhets-filtrering som bruker likheten til dataene. Som diskutert over, i en utførelsesform av oppfinnelsen, inkluderer dette utvelgelsen av et område av forventede verdier av langsomheten basert på supplerende informasjon. Filtreringstrinnet er skjematisk illustrert i fig. 9, som er en representasjon av likhetsplott av data. Abscissen 380 er ankomsttiden og ordinaten 384 er langsomheten. Sonen mellom 384a og 384b definerer området til langsomhetene som vil være forventet fra a priori betraktninger. Likhetsdataene som er vist viser tre maksima, indikert ved 390, 392 og 394.1 dette øyeblikk svarer toppen ved 390 til den faktiske refleksjon av legemsbølger som utbrer seg fra senderen, reflektert av bunngrensen og mottatt av mottakeren. De høyere likhetskonturene 392, 394 svarer til rørbølger som forplanter seg langs borehullet og er generelt sterkere enn refleksjonssignaler. Kun data mellom linjer 384a og 384b som har en likhetsverdi større enn en på forhånd spesifisert terskel Vminog mindre enn en forhåndsspesifisert maksimumsverdi Vmaxanalyseres ved det neste trinnet 318.

I trinn 318 produseres et histogram som representerer koherensen av data som passerer kravene i testene ved 316. Fig. 10 viser et slikt histogram, der abscissen er koherensverdien (mellom Vminog Vmax), og ordinaten er antallet punkter i koherensplottet som har den verdien. De respektive verdiene av Vmin og Vmaxer typisk 0,3 og 0.6, mens "bin"størrelsen til histogrammet er 5% av dette intervallet, dvs. 0,015. Dette histogrammet viser maksima 400, 402 ved koherensverdiene til 400a, 402a. Prosessen bruker en tidligere kjent topp-finneteknikk for å identifisere maksima. Punktene i fig. 9 som svarer til toppene og nærheten til toppene sendes til trinnet 320 for videre prosessering. En sjekk utføres for å se om data for alle verktøy-posisjonene har blitt analysert i 324. Hvis ikke, fortsetter prosesseringen til den neste verktøyposisjonen 326 og trinnene som starter ved 312 gjentas. Hvis alle verktøy-posisjonene har blitt analysert, fortsetter prosessen til trinn 340.

Dataene sendt til sidetrinnet 320 bruker den kjente hastigheten fra 322 og ligning (2) for å bestemme en avstand til laggrensen og en hellingsvinkel svarende til hvert datapunkt sendt fra 318. Som anført over, når man håndterer kompresjons- bølge-refleksjoner, vil en kompresjonsbølge-hastighet bli benyttet, mens ved prosessering av skjærbølgerefleksjoner vil en skjærbølgehastighet bli benyttet. Disse mellomresultatene 328 akkumuleres helt til prosessen er ferdig for sluttrinnet 340.

Det neste trinnet 340 har som sin inngang alle mellomresultatene fra 328 og den andre informasjonen fra 330. Mellomresultatene, som diskutert over, består av estimater av avstanden til laggrensen og vinkelen, idet begge refereres til verktøy-posisjonen. Kombinering av dette med den andre informasjonen 330, som inkluderer undersøkelsesinformasjon om verktøyposisjonen og dens orientering, gjør det mulig å fremvise mellomresultatene som en funksjon av absolutt posisjon. Dette illustreres skjematisk i fig. 11 hvor abscissen 420 er tiden fra verktøyet til laggrensen og ordinaten 424 er den absolutte dybden til verktøyet. "Trasene" 426 er fremvisninger av koherensen fra mellomresultatene 328. Også fremvist i fig. 11 er et vindu definert av linjene 430a, 430b, som gir regionen som laggrensen er forventet å være i på grunnlag av den andre informasjonen 330. Innenfor dette vinduet gir en koherens-tilpasning angitt ved 440 den korrekte posisjonen til laggrensen på grunnlag av dataene registrert av det soniske verktøyet. Denne koherenstilpasningen inne i vinduet definert ved 430a, 430b kan bestemmes ved fremgangsmåter kjent i teknikken.

Som anført over inkluderer den foreliggende oppfinnelsen en førfiltrerings-operasjon for svekking av legemsbølger gjennom legemet til verktøyet. Med henvisning nå til fig. 12, et eksempel på registrerte signaler ervervet med verktøyet er vist. Abscissen 502 er ankomsttiden og ordinaten 504 er avstanden fra transmitteren til mottakeren. Selv om bruken av akustiske isolatorer 206 eller 210 (se fig. 3A) reduserer amplituden til legemsbølgene vil likhetstoppen som svarer til disse bølgene fremdeles være svært høy på grunn av den høye koherensen (likheten) mellom signalene som svarer til disse bølgene. Legemsbølgene utgjør de primære delene av signalene mellom linjene 506a og 506b i fig. 12. Ved nå å se på fig. 13A, likhetsplottet til de prosesserte dataene ved 318 i fig. 8 er illustrert for data slik som de fra fig. 12. Abscissen 552 er ankomsttiden og ordinaten 554 er langsomheten. Likheten til signalene reflektert fra formasjonsgrensen viser seg som konturene 560. Som det kan ses finnes det annen høy likhetsverditopp ved 562 som svarer til legemsbølgene i fig. 12.

For å fjerne eller redusere denne toppen på likhetsplottet anvendes en terskelfiltrering på signalene før likhetsprosesseringen. Terskelen TRjfor hver av signalene fiG) er definert som

hvor G er en funksjon som opererer på signalet, og a (0 < a_<1) er et forhånds-satt tall som definerer en del av funksjonens maksima brukt som en terskel. I en utførelsesform av oppfinnelsen er den funksjonelle en absoluttverdifunksjonell, dvs. G(.) = I. I I en annen utførelsesform av oppfinnelsen er den funksjonelle en summering eller et integral. hvor m er et heltall og koeffisienten foran summen fungerer som en normaliserings-faktor. De faglærte i teknikken vil gjenkjenne at absoluttverdifunksjonen for den funksjonelle G vanligvis svarer til ankomsten av fluidbølgen og derfor kan betraktes som en satt prosentverdi av den absolutte amplituden til fluidbølgen. Etter at Tn er bestemt for hvert signal setter vi til null de initielle delene av hvert signal hvor indeks ji er gitt for hvert signal ved

Fig. 13b viser resultatet med å anvende denne førfiltreringen ved 312 i fig. 8 på dataene. Som i fig. 13a, er abscissen 572 ankomsttiden og ordinaten 574 langsomheten. Som det kan ses er likhetstoppen som svarer til legemsbølgen (562 i fig. 13a) borte og likhetstoppen 578 som svarer til refleksjonssignalet fra formasjonsgrensen er ikke til å ta feil av.

Den foregående beskrivelsen er rettet mot spesielle utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen i den hensikt å illustrere og forklare. Det vil imidlertid være tydelig for de faglærte i teknikken at mange modifiseringer og endringer av utførelsesformen som er beskrevet over er mulig uten å avvike fra omfanget og ånden til oppfinnelsen ifølge patentkravene. Det er tenkt at de følgende patentkravene skal tolkes for å omfatte alle slike modifikasjoner og endringer.

Claims (15)

1. Nedihullsverktøy for bestemmelse av posisjonen og orienteringen til en laggrense i en formasjon som omgir en brønnboring under boring av brønnen, idet nedihullsverktøyet omfatter: (a) en transmitter for overføring eller utsending av akustiske signaler ved minst én posisjon i brønnen under boring av brønnen, idet nevnte akustiske signaler har en akustisk hastighet; (b) et antall innbyrdes adskilte mottakere for å detektere signaler som overføres eller utsendes av transmitteren, idet de detekterte signalene inkluderer refleksjoner av utsendte signaler som reflekteres av laggrensen, og (c) en prosessor for førfiltrering av de detekterte signalene ved å bruke et førfilter basert på en terskelbestemmelse for selektiv å svekke av en del av de overførte signalene som reiser direkte mellom transmitteren og de flere mottakerne og å tilveiebringe førfiltrerte signaler, idet prosessoren videre bruker den akustiske hastigheten og de førfiltrerte signalene for å bestemme en avstand og orientering til laggrensen i forhold til verktøyet.

2. Nedihullsverktøy ifølge krav 1, hvor den minst ene posisjon omfatter et antall posisjoner, og prosessoren er videre tilpasset til å prosessere dataene fra nevnte flere posisjoner for å bestemme derfra den absolutte dybden og posisjonen til laggrensen som svarer til nevnte flere posisjoner.

3. Nedihullsverktøy ifølge krav 2, hvor prosessoren videre bestemmer en absolutt dybde og posisjon til laggrensen som svarer til nevnte flere posisjoner.

4. Nedihullsverktøy ifølge krav 3, hvor prosessoren bestemmer den absolutte posisjon til laggrensen ved å bruke nevnte førfiltrerte signaler og et forutbestemt vindu basert på ytterligere informasjon.

5. Nedihullsverktøy ifølge krav 3, hvor prosessoren videre er innrettet til å analysere nevnte førfiltrerte signaler for å oppnå et sett med maksima av likhetene.

6. Nedihullsverktøy ifølge krav 1, hvor hver mottaker inneholder et flertall av individuelle sensorer som er periferisk anordnet rundt nedihullsverktøyet.

7. Nedihullsverktøy ifølge krav 3, hvor mottakerne omfatter en nærmottaker som anvendes for å bestemme en nærmottakers gangtid.

8. Nedihullsverktøy ifølge krav 1, videre omfattende en isolator mellom transmitteren og nærmottakeren for å redusere effekten til akustiske bølger som reiser i nedihullsverktøyet.

9. Nedihullsverktøy ifølge krav 1, hvor ankomsttider til refleksjonene av de overførte signaler ved de flere mottakerne er valgt fra følgende: (i) en hyperbelfunksjon av en transmitter-til-mottaker-avstand, og (ii) en lineær funksjon av en transmitter-til-mottaker-avstand.

10. Fremgangsmåte for å bestemme posisjonen til en laggrense under boring av en brønnboring, omfattende følgende trinn: (a) å bruke en transmitter på et nedihullsverktøy for å overføre eller utsende akustiske signaler ved minst én nedihullsposisjon; (b) å bruke et antall innbyrdes adskilte mottakere på nedihullsverktøyet for å motta akustiske signaler, idet nevnte mottatte signaler inkluderer overførte eller utsendte signaler som reflekteres av laggrensen, og overførte eller utsendte signaler som reiser direkte fra transmitteren til de flere mottakerne; (c) å bruke en nedihullsprosessor for å førfiltrere de mottatte signaler basert på en terskelbestemmelse, og å selektivt svekke legemsbølgene, for derved å gi flere før-filtrerte signaler, og (d) å bruke nedihullsprosessoren for å bestemme en relativ posisjon og orientering av laggrensen i forhold til nedihullsverktøyet fra de flere førfiltrerte signalene.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor det akustiske signalet er valgt fra følgende: (i) en kompresjonsbølge, og (ii) en skjærbølge.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor bestemmelsen av den absolutte posisjonen videre omfatter bruk av prosessoren for å analysere flere likheter for å oppnå et sett med maksima av likhetene.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor den minst ene nedihullslokaliseringen omfatter flere nedihullslokaliseringer, fremgangsmåten videre omfattende: (a) å tilveiebringe nedihullsprosessoren med ytterligere og undersøkelses-informasjon i forhold til en posisjon og orientering til nedihullsverktøyet ved de flere nedihullslokaliseringer, og (b) å bruke brønnhullsprosessoren for å bestemme en absolutt posisjon og orientering av laggrensen fra (i) den bestemte relative posisjon og orientering av laggrensen i forhold til nedihullsverktøyet, (ii) undersøkelsesinformasjonen i forhold til posisjonen og orienteringen av verktøyet, og (iii) den ytterligere informasjon.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor ankomsttider for reflekterte signaler ved de flere mottakerne er valgt fra følgende: (i) en lineær funksjon av en transmitter-til-mottaker-avstand, og (ii) en hyperbelfunksjon av en transmitter-til-mottaker-avstand.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor bestemmelsen av den absolutte posisjonen videre omfatter bruk av nevnte likheter og et forutbestemt vindu basert på ytterligere informasjon.