NO335447B1 - Fremgangsmåte for innsamling av akustiske geologiske data foran borekronen - Google Patents

Abstract

En fremgangsmåte for innsamling av geologiske data foran en borekrone brukt i et brønnborehull omfatter at minst én akustisk sensor (88, 90, 92) fastgjøres til et overflateparti av et fôringsrør; den minst ene sensoren og partiet av brønnfôringsrøret posisjoneres i brønnborehullet; borekronen og en borestreng brukes for å bore et avsnitt av brønnborehullet under en ytre ende av avsnittet av brønnfôringsrøret anbrakt i brønnen; et akustisk signal genereres med en akustisk generator (92) anbrakt i borestrengen; og signalet mottas med den minst ene sensoren fastgjort til brønnfôringsrøret.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører i hovedsak en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende geologiske egenskaper i undergrunns- eller undersjøiske formasjoner i nærheten av en brønnboring under oppbygging. Nærmere bestemt ved-rører den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende formasjonene i løpet av og etter at brønnboringen er boret og konstru-ert. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte og anordning for innsamling av data vedrørende de formasjonssensorene, aktuatorer og generatorer koplet til en brønnforing inne i brønnboringen. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte og anordning for å kommunisere data innsamlet dypt nede i en brønn, til overflaten.

Geologer og geofysikere samler inn data vedrørende undergrunnsformasjoner for å kunne forutsi hvor hydrokarboner, så som olje og gass, befinner seg. Tradisjonelt innsamles en slik informasjon i løpet av letefasen. I de senere år har imidlertid teknikken ut-viklet seg for å muliggjøre innsamlingen av geofysiske og geologiske data samtidig med at brønnen bores.

I for eksempel "Vertical Seismic Profiling" ("VSP"), avbrytes boreoperasjoner for å plassere en serie med seismiske sensorer ved adskilte dybder i et borehull. En kilde på overflaten frigjør energi som reflekteres tilbake fra de geologiske formasjonene i undergrunnen. De seismiske sensorene i borehullet senser den reflekterte energien og frembringer signaler som representerer refleksjonene til overflaten, for analyse.

I en påfølgende utvikling, kjent som "borekroneseismikk", anbringes seismiske sensorer ved overflaten nær borehullet for å sense seismisk energi som tildeles jorden av borekronen ved boring. Denne sensede energien benyttes på den tradisjonelle seismiske måten for å påvise refleksjoner fra geologiske formasjoner i undergrunnen. Videre benyttes denne teknikken for å påvise "skygger", eller redusere størrelsen på den seismiske energien forårsaket av undergrunnsformasjoner, så som gassreservoarer, mellom borekronen og overflatesensorene.

US 4775009 A beskriver en prosess for å installere seismiske sensorer inne i en petrole-umsproduksjonsbrønn utstyrt med et sementert foringsrør som innebærer å anordne de seismiske sensorene langs en ytre flate til foringsrøret før senkning ned i en boret brønn og sementering av et ringformet rom mellom foringsrøret og brønnen for å akustisk for-binde sensorene til geologiske formasjoner.

US 4207619 A beskriver et seismisk datainnsamlingssystem til bruk i brønnboreoperas-joner. En seismisk pulsgenerator kan plasseres i borestrengen nær borkronen og føres nedover i brønnen for å generere seismiske pulser i enhver dybde.

US 5372207 A beskriver en metode som består i å utføre seismiske kartleggingsoperas-joner ved å bruke en borkrone som arbeider ved brønnens bunn, som genererer veldig kraftige akustiske støt, i å sende i sanntid eller i forsinket tid referansesignaler som representerer borkronens støt som er fanget opp i den umiddelbare nærhet derav av bunn-hullssensorer og i å korrelere de seismiske signalene fanget opp av et mottagersett med referansesignalene som kommer fra bunnen.

En svært forenklet beskrivelse av de trinnene som er involvert ved å bore en oljebrønn vil nå bli fremlagt. En del av oljebrønnen bores ved hjelp av en borestreng bestående av borerør, vektrør (drill collars) og borekrone. Etter at en del av brønnen er boret, føres en seksjon med foringsrør, eller et rør med stor boring, inn i brønnboringen og sementeres for blant annet sonemessig isolasjon. Foringen eller foringsrøret utfører flere funksjoner som blant annet omfatter: forhindrer borehullet fra å falle sammen, forhindrer fluider i borehullet fra å kontaminere de omkringliggende formasjoner, forhindrer tilstrømning av vann inn i de omkringliggende formasjoner, opptar enhver produksjon fra brønnen, muliggjøre trykkregulering, å utgjøre omgivelser for installasjonen av pro-duksjonsutstyret, og å frembringe sonemessig isolasjon.

Når foringen er på plass, sementeres denne til formasjonens vegg. Dette oppnås ved å pumpe sement gjennom foringsrøret inntil den kommer ut ved enden av foringsrøret gjennom en spesiell seksjon av foringsrøret benevnt en "ledesko" og strømmer opp ringvolumet mellom foringsrøret og brønnboringens vegg. Betongen får så herde.

I etterfølgende boreoperasjoner, bores den dype enden av det nylig sementerte forings-røret ut og det bores en annen seksjon av brønnboringen. Prosessen for å bore seksjoner av brønnboringen etterfulgt av innføring og sementering av brønnfdring gjentas inntil man når den ønskede brønndybde.

Når brønnboringen bores, pumpes borefluider, kjent som "slam", inn i borestrengen. Slammet beveger seg ned borestrengen inntil det støtes ut. Slammet plukker opp borefragmenter og fører disse til overflaten. Boreslammets egenvekt reguleres nøye slik at vekten av slamsøylen er (1) stor nok for å forhindre gass eller andre hydrokarboner fra å komme inn i borehullet fra de omkringliggende formasjonene, (2) uten å utøve så mye trykk at de omkringliggende formasjonene skades.

Etter at hver foringsrørseksjon er satt ned og sementert på plass, måles bruddspenningen i formasjonen rett under foringsrørets ende. Vanligvis er bruddspenningen i dy-pere formasjoner større enn bruddspenningen i grunnere formasjoner. Boreslammets egenvekt kontrolleres deretter for å sikre at formasjonens trykk ved foringsrørets ende ikke overstiger formasjonens bruddspenning ved det punktet. Dette oppnås vanligvis ved beregninger som omfatter den målte egenvekten i boreslammet og dybden på søylen med boreslam over formasjonen.

Nedihullsdata innhentes ved hjelp av "wireline teknikker" der, forut for at foringsrøret legges, det senkes et verktøy, så som et akustisk loggeverktøy, inn i brønnboringen, hvorpå det langsomt trekkes ut, hvorpå data innsamles og disse dataene lagres eller sendes til overflaten når verktøyet trekkes ut. Alternativt festes MWD-verktøy ("measure-ment while drilling") eller LWD-verktøy ("logging while drilling") til borestrengen rett over borekronen og vektrørene. Disse vanligvis kostbare verktøyene samler inn data i løpet av boreprosessen og lagrer disse eller overfører disse til overflaten

Det er defor frembrakt en fremgangsmåte for innsamling av geologiske data foran en borekrone brukt i et brønnborehull, fremgangsmåten omfattende minst én akustisk sensor fastgjøres til et overflateparti av et foringsrør; den minst ene sensoren og partiet av brønnfoirngsrøret posisjoneres i brønnborehullet; borekronen og en borestreng brukes for å bore et avsnitt av brønnborehullet under en ytre ende av avsnittet av brønnforings-røret anbrakt i brønnen; et akustisk signal genereres med en akustisk generator anbrakt i borestrengen; og signalet mottas med den minst ene sensoren fastgjort til brønnforings-røret.

I et annet aspekt monteres de akustiske sensorene på den utvendige overflaten av fo-ringsrøret.

I nok et aspekt sendes et signal med minst én av sensorene til en overflatemottaker.

I nok et aspektsendes signalet elektrisk til en overflatemottaker.

I nok et aspekt sendes signalet optisk til en overflatemottaker

I nok et aspekt sendes signalet til overflatemottakeren med radiofrekvens.

I nok et aspekt sendes signalet til overflatemottakeren med hydraulisk pulstelemetri..

Forings-rørdataoverføringen kan omfatte en mottaker på overflaten koplet til transmitteren. Mottakeren på overflaten kan være elektrisk eller optisk koplet til transmitteren. Mot-takeren på overflaten kan være koplet til transmitteren ved hjelp av elektromagnetisk telemetri. Mottakeren på overflaten kan være koplet til transmitteren ved hjelp av en trykktransduser. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en antenne koplet til nedihulls mottakeren, der antennen konfigureres for å motta elektromagnetisk stråling. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en eller flere foringsrørsensorer koplet til fo-ringsrøret, der en eller flere av den ene eller flere foringsrørsensorene er koplet til transmitteren. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en eller flere borestrengsensorer koplet til en borestreng. Minst en del av borestrengen kan være innført gjennom fo-ringsrøret. Borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren. En eller flere av borestrengsensorene kan være koplet til nedihullsmottakeren gjennom en bore-strengstransmitter. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte borestrengsinstrumenter koplet til transmitteren og en transmitter på overflaten koplet til nedihulls mottakeren. Foringsrørdataoverføringen kan omfatte en borestrengaktuator. Borestrengaktuatoren kan være regulerbar eller styrbar gjennom nedihullsmottakeren. Borestrengaktuatoren kan konfigureres for å endre en posisjon til en justerbar "gauge stabilizer". Borestrengaktuatoren kan konfigureres for å endre en borekrones dysestørrelse.

Det er beskrevet en fremgangsmåte for innsamling av geologiske data som omfatter sensing av en eller flere geologiske parametre i løpet av boringen ved hjelp av en eller flere sensorer koplet til en brønnforing i en brønnboring, innsamle data fra den ene eller flere av sensorene og overføre dataene til overflaten. Sensingen kan omfatte sensing ved hjelp av en eller flere sensorer koplet til en ledesko, sensing ved hjelp av en trykktransduser på en ledesko, sensing av trykk, sensing av temperatur, sensing av akustisk energi, sensing spenning eller sensing strekkbelastning. Fremgangsmåten kan videre omfatte å sende akustisk energi. Sendingen kan omfatte sendingen av dataene til overflaten gjennom en overføring (relay).

Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å opprettholde formasjonens integritet i nærheten av en ledesko omfattende måling av brønnborings-trykk i nærheten av ledeskoen i løpet av boringen.

Fremgangsmåten kan omfatte overføring av data som representerer det målte brønnbor-ingstrykket til overflaten.

Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å posisjonere "look ahead" sensorer som omfatter posisjonering av akustiske sensorer langs en foringsstreng.

Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å overvåke brønnstyringshendelser som omfatter overvåking av trykk ved to eller flere steder inne i et foringsrør i en brønn.

Overvåking kan omfatte overvåking av trykk ved to eller flere steder som er anbrakt med mellomrom i lengderetningen langs foringsrøret.

Det er også beskrevet en fremgangsmåte for å fastslå hvorvidt sement i et brønnborehull har herdet, som omfatter posisjonering av en temperatursensor på et foringsrør og overvåking av temperaturen i sementen ved hjelp av temperatursensoren.

Posisjonering kan omfatte posisjonering av temperatursensoren inne i foringsrøret eller posisjonering av temperatursensoren på ledeskoen.

Figur 1 er et tverrsnittsriss av en boreoperasjon.

Figur 2 er et tverrsnittsriss av et foringsrør som føres ned i en brønn.

Figur 3 er et perspektivriss av en seksjon av foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse. Figur 4 er et perspektivriss av en seksjon av et foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse ved sementeringsoperasjonen. Figur 5 er et perspektivriss av en seksjon av foringsrøret ifølge den foreliggende oppfinnelse. Figur 6 er et perspektivriss av en seksjon foringsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse etter at boring har laget hull i enden av foringsrøret.

Figur 7 er et blokkdiagram av et system ifølge den foreliggende oppfinnelse.

Figur 8 er et blokkdiagram av et system ifølge den foreliggende oppfinnelse.

En anordning for overvåking av geologiske egenskaper og boreparametre og for å mu-liggjøre seismikk mens det bores, omfatter sensorer, aktuatorer og generatorer koplet til foringsrøret. Sensorene muliggjør innsamling og overføring til overflaten av geologiske data og kritiske boreparametre (så som hydrauliske målinger, nedihullsvekt på borekronen, og nedihulls dreiemoment) fra rett etter at foringsrøret er innført og til det ikke lenger er behov for dataene. Aktuatorene og generatorene muliggjør innsamlingen av data og er styrbare fra overflaten. Anordningen frembringer også en overføring (relay) for data sendt fra lenger nede i brønnboringen eller fra MWD-verktøy eller LWD-verk-tøy. Utstyret overfører data mellom overflaten og sensorene, aktuatorene og generatorene dypt nede i brønnen.

Som vist i figur 1, omfatter en borerigg 10 (forenklet for å utelukke deler som ikke er viktige i denne søknaden) et boretårn 12, boredekk 14, heisspill 16, krok 18, svivel 20, rotasjonsrørledd (kelly joint) 22, rotasjonsbord 24, borestreng 26, vektrør 28, LWD-verktøy 30, LWD-verktøy 32 og borekrone 34. Slam injiseres inn i svivelen ved hjelp av en slamtilførselsledning 38. Slammet beveger seg gjennom rotasjonsrørleddet 22, borestrengen 26, vektrørene 28, og LWD-verktøyene 30 og 32 og kommer ut gjennom dyser eller munnstykker i borekronen 34. Slammet strømmer så opp gjennom borehullet 40. En slamreturledning 42 returnerer slammet fra borehullet 40 og sirkulerer slammet til en slamtank (ikke vist) og tilbake til slamtilførselsledningen 38. Kombinasjonen av vektrør 28, LWD-verktøy 30, LWD-verktøy 32 og borekrone 34 er kjent som bunn-hullssammenstillingen 36 ("bottomhole assembly", eller "BHA").

Dataene innsamlet av LWD-verktøyene 30 og 32 returneres til overflaten for analyse av for eksempel telemetri overført gjennom boreslammet. En telemetritransmitter 44 som befinner seg i et vektrør eller i en av LWD-verktøyene samler inn data fra LWD-verk-tøyene og modulerer dataene for å overføre disse gjennom slammet. En telemetrisensor 46 på overflaten påviser telemetrien og returnerer dette til en demodulator 48. Demodu- latoren 48 demodulerer dataene og gir disse til computerutstyret 50 der dataene analyse-res for å trekke ut nytting informasjon.

Etter at brønnen er boret til en viss dybde, vist i figur 2, senkes en lengde med forings-rør 52 ned i brønnboringen i seksjoner. Den første seksjonen 54, benevnt en "ledesko", har en spesiell hensikt som vil bli diskutert under. Idet den senkes ned, henges seksjonen med foringsrør fra foringsrørhengeren 56, som henger fra kroken 18.

Når foringsrøret 52 er i sin helhet innført i borehullet, som vist i figur 3, stopper ledeskoen 54 på eller nær brønnboringens bunn. En sentreringsenhet 58 holder foringsrøret sentrert i borehullet. Den signalbærende kabelen 60 forbinder en kabelforbindelse 62 med utstyr på overflaten. Kabelen 60 og kabeltilslutningen 62 muliggjør en forbindelse mellom overflaten og sensorene, aktuatorene og generatorene i ledeskoen, som vil bli diskutert under. Videre frembringer kabelen 60 forbindelser mellom sensorer, aktuatorer og generatorer som befinner seg langs foringsrøret (ikke vist i figur 3) med ledeskoen 54. Wirelineforankringsbånd 64 fester kabelen 60 til foringsrøret.

Etter at foringsrøret er i posisjon, sementeres det på plass, som vist i figur 4. Sement pumpes ned gjennom foringsrøret til ledeskoen der den slipper ut gjennom åpningen 66. Sementen 68 strømmer opp gjennom ringrommet mellom foringsrøret og de omkringliggende formasjonene 70.

Når tilstrekkelige mengder betong er tømt ned for å oppfylle det tiltenkte formål, får betongen herde, som vist i figur 5. Når betongen herder, varierer dens temperatur. Ved å overvåke temperaturen i betongen ved hjelp av temperatursensoren 72, kan personell på overflaten fastslå når betongen er tilstrekkelig herdet for å gå videre med neste trinn i boreprosessen. Informasjon fra temperatursensoren 72 overføres til overflaten gjennom kabeltilslutningen 62 og kabelen 60. Ytterligere temperatursensorer kan plasseres ved andre beliggenheter for å overvåke betongens temperatur.

Det neste trinnet i boreprosessen, vist i figur 6, er å bore ut foringsrøret 52. Borekronen 74 trenger gjennom enden av ledeskoen 54 og viderefører brønnboringen. Når boringen fortsetter, pumpes slam ned gjennom midten av borestrengen 76 og ut gjennom munnstykker eller dyser i borekronen 74. Slammet 78 plukker opp borefragmenter og fører disse tilbake til overflaten langs ringvolumet mellom borestrengen og formasjonen og deretter langs ringvolumet mellom borestrengen 76 og foringsrøret 52.

Som nevnt over reguleres slammets egenvekt nøye for å sikre at det trykket som utøves av slammet på formasjonen ikke overstiger formasjonens bruddspenning. Det trykket som utøves av slammet på formasjonen overvåkes av en trykksensor 80 lokalisert i ledeskoen. Sensorens beliggenhet i ledeskoen muliggjør at trykksensoren 80 kan overvåke trykket på den svakeste formasjonen rett nedenfor ledeskoen.

Personell på overflaten overvåker signalene fra trykksensoren, som sendes til overflaten gjennom kabeltilslutningen 62 og kabelen 60. Dersom de fastslår at slammets egenvekt må økes fordi det er fare for et "spark" ("kick"), eller innstrømning av formasjonsfluider inn i borehullet, og den planlagte økningen vil heve det trykket som utøves av slammet over formasjonens bruddspenning, kan de bestemme seg for å stoppe boring og innføre en annen seksjon med foringsrør.

I tillegg til trykksensoren og temperatursensoren som ble diskutert over, befinner det seg ytterligere sensorer langs foringsrøret for å utføre en mengde andre funksjoner. For eksempel kan en oppstilling av akustiske sensorer og/eller geofoner lokaliseres langs en del av foringsrøret for å motta akustisk energi fra formasjonen gjennom betongen som omslutter foringsrøret. Slike akustiske sensorer kunne benyttes i samband med akustisk energigeneratorer lokalisert i MWD-verktøyene for å oppnå MWD-akustisk logging. Den akustiske energigeneratoren kunne festes til foringsrøret, for å muliggjøre langvarig overvåking av de akustiske egenskapene i formasjonene som omslutter borehullet. En akustisk energigenerator festet til foringsrøret kunne også benyttes som en kilde for akustisk energimålinger i en annen brønn i nærheten.

På samme måte kunne de akustiske sensorene benyttes for å påvise akustisk energi ge-nerert av overflategeneratorer eller av akustiske kilder i andre brønner i nærheten. De akustiske sensorene kunne benyttes i løpet av boringen og etter at brønnen er komplettert og er i produksjon eller etter at den er lukket inn.

Akustiske sensorer koplet til foringsrøret kan også benyttes for å støtte "look-ahead" teknologi, der akustiske signaler benyttes for å påvise geologiske trekk foran borekronen. Med de akustiske sensorene koplet til foringsrøret, forbedres "look-ahead" ytel-sene i forhold til et "look-ahead" system som benytter overflateakustiske sensorer da akustiske sensorer koplet til foringsrøret er nærmere de geologiske trekkene som påvi-ses.

I tillegg til trykksensorer, kan temperatursensorer og akustiske sensorer og generatorer, spennings- og strekkbelastningssensorer anbringes langs foringsrøret for å måle spenning og strekkbelastning som opptrer i formasjonene som omslutter foringsrøret. Spen-ningssensorene og strekkbelastningssensorene kan også benyttes mens det bores og etter at brønnen er komplettert og er satt i produksjon eller etter at brønnen er lukket inn.

I en annen anvendelse av sensorer, kunne to eller flere trykksensorer anbringes strate-gisk ved ulike dybder langs foringsrørets innside. En slik oppstilling av trykksensorer kunne påvise de dynamiske endringene i trykk assosiert med et "brønnspark" ("kick"). For eksempel kunne påvisning av fallende trykk ved suksessivt grunnere trykksensorer indikere at det har skjedd et gassbrønnspark. Tidlig varsling av en slik hendelse ville gi personell på overflaten anledning til å iverksette utblåsningssikringer for å redusere risi-koen for skader på personell og utstyr på overflaten.

Generelt, kan enhver sensor som gir nyttig informasjon vedrørende formasjonene som omslutter brønnen, festes til foringsrøret. Videre kan enhver aktuator eller generator som produserer nyttige signaler, energi eller handlinger som benyttes i å måle formasjo-nenes egenskaper eller i å overvåke boreprosessen, også festes til foringsrøret. Plasse-ringen av sensorene, aktuatorene og generatorene er vist i figur 7. Brønnen vist i figur 7 omfatter et forankringsrør 82, et mellomliggende foringsrør 84 og en borestreng 86. Et sett med forankringsrørsensorer, aktuatorer og generatorer 88 er koplet til forankrings-røret 82. Et sett med mellomliggende foringsrørsensorer, aktuatorer og generatorer 90 er koplet til mellomrøret (eller det mellomliggende foringsrøret) 84. Avhengig av deres formål, kan sensorene, aktuatorene og generatorene festes til innsiden av foringsrøret eller til utsiden av foringsrøret. Sensorene, aktuatorene og generatorene kan sveises til foringsrøret eller festes med bånd eller gjennom spesielle ringformede tilpasninger som fester disse til innsiden eller utsiden av foringsrøret på en slik måte at de ikke forstyrrer fluidstrømningen gjennom eller rundt foringsrøret.

Et sett med MWD-verktøysensorer, aktuatorer og generatorer 92 er koplet til borestrengen 86. Dersom for eksempel MWD-verktøyet er et akustisk loggeverktøy, ville det omfatte akustisk energigeneratorer (transmittere) og akustisk energisensorer (motta-kere). Andre typer verktøy ville omfatte andre typer sensorer og generatorer. MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 kan for eksempel frembringe mulig- heten for å endre posisjonen til en justerbar "gauge stabilizier" eller for å endre bore-kronedysestørrelsen eller for å aktivere enhver aktuator festet til borestrengen.

Sensorene, aktuatorene og generatorene kommuniserer med overflaten på en eller flere av mange måter. Først kan hver sensor, aktuator eller generator ha en kabelforbindelse til overflaten. For eksempel kan forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere med overflateutstyret 94 via kabelen 96 og mellomrørsensorene, aktuatorene og generatorene 90 kan kommunisere med overflateutstyret 94 via kabelen 98. Alternativt kan noen eller alle av forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere med en forankringsrørstyreenhet 100 koplet til forankringsrøret 82, som samler data frembragt av forankringsrørsensorene, formaterer disse og kommuniserer disse til overflateutstyret 94 via kabelen 98. Overflateutstyret 94 kan overføre kommandoer eller andre data til forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 direkte, eller gjennom forankringsrørstyreenheten 100.

På samme måte kan noen eller alle av mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene 90 kommunisere med en mellomrørsstyreenhet 102, koplet til mellomrøret 84, som

innsamler data frembragt av mellomrørsensorene, formaterer disse og overfører disse til overflateutstyret 94. Overflateutstyret 94 kan overføre kommandoer eller andre data til mellomrørsensorene, aktuatorene og generatorene 90 direkte, eller gjennom mellomrør-styreenheten 102.

Kablene 96 og 98 kan være enhver form for kabel, inkludert elektrisk kabel eller optisk fiberkabel. Videre kan den informasjonen som føres frem av kabelen sendes ved hjelp av ethvert informasjonsoverføringssystem, inkludert basisbånd, modulert (amplitude-modulering, frekvensmodulering, fasemodulering, pulsmodulering eller ethvert annet moduleringssystem), og multiplekset (tidsdelt multiplekset, frekvensdelt multiplekset eller ethvert annet multipleksingssystem, inkludert bruken av spredningsspektrums-teknikker). Hver sensor, aktuator eller generator kan dermed kommunisere med overflateutstyret via sine egne kommunikasjonsmedia som er del av kablene 96 og 98 eller hvert sett 88 og 90 kan dele et kommunikasjonsmedium som er del av kablene henholdsvis 96 og 98. Videre kan kablene 96 og 98 koples for å la forankringsrørsen-sorene, aktuatorene og generatorene dele bruken av kommunikasjonsmediet formet av kombinasjonen av de to kablene 96 og 98.

Alternativt kan kommunikasjon mellom forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av radiofrekvensoverføring eller pulstelemetrioverføring. I tilfellet radiofrekvensoverføring, strekker en antenne 104 seg fra forankringsrørstyre-enheten 100 som tillater radiofrekvenskommunikasjon mellom denne og overflateutstyret 94, som ville kommunisere RF-energien via en antenne 106. I tilfellet puls-telemetrioverføring, omfatter forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 hver en transduser, henholdsvis 108 og 110 (se figur 8), som omformer data til akustiske pulser og vice versa. Den akustiske energien beveger seg gjennom foringsrøret 82, slammet eller ethvert annet medium som vil tillate overføring av akustisk energi. RF-energien og den akustiske energien kan moduleres eller multiplekses på enhver av de måtene som er beskrevet over. Videre kan kommunikasjonen mellom forankringsrør-styreenheten 100 og overflateutstyret 94 utføres gjennom en kombinasjon av kommunikasjon via kabelen, via RF-overføring og via pulstelemetri.

Kommunikasjon mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94 kan være ved hjelp av enhver av de fremgangsmåtene som er beskrevet over for kommunikasjon mellom forankringsrørstyreenheten 100 og overflateutstyret 94. En antenne 112 er koplet til mellomrørsstyreenheten 102 for å tillate RF-kommunikasjon. En akustisk transduser 114 (se figur 8) er koplet til mellomrørsstyreenheten 102 for å tillate pulstelemetrikommunikasjon. Alternativt kan forankringsrørsstyreenheten 100 tjene som en overføring ("relay") mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94. I denne situasjonen kommuniserer mellomrørsstyreenheten 102 med forankringsrør-styreenheten 100 ved hjelp av en hvilken som helst av de kommunikasjonsteknikkene som er diskutert over, inkludert kommunikasjon ved hjelp av kabel, ved hjelp av RF-overføring eller ved hjelp av pulstelemetri. Forankringsrørstyreenheten 100 kommuniserer med overflateutstyret 94 som diskutert over.

MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 kommuniserer med overflateutstyret 94 gjennom en borestrengsstyreenhet 116. Borestrengsstyreenheten 116 kompilerer data fra MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 og overfø-rer dataene til overflateutstyret 94. Overflateutstyret 94 overfører kommandoer og andre data til MWD-verktøysensorene, aktuatorene og generatorene 92 gjennom borestrengsstyreenheten 116. Kommunikasjonen mellom overflateutstyret 94 og bore-strengsrørsstyreenheten 116 kan overføres gjennom mellomrørsstyreenheten 102 og for-ankringsrørsstyreenheten 100. Alternativt kan borestrengsstyreenheten 116 kun benytte en av forankringsrørsstyreenheten 100 eller mellomrørsstyreenheten 102 som en overfø- ring ("relay"). Kommunikasjonen mellom borestrengsstyreenheten 116 og overflateutstyret 94 kan benytte en hvilken som helst av de informasjonsoverføringssystemene som er beskrevet over. En antenne 118 er koplet til borestrengsstyreenheten 116 for å tillate RF-kommunikasjon. En akustisk transduser 120 (se figur 8) er koplet til borestrengsstyreenheten 116 for å tillate pulstelemetrikommunikasjon.

Figur 8 illustrerer alle de kommunikasjonsbanene som er mulige blant de ulike sensorene, aktuatorene, generatorene, styreenheter og overflateutstyr. I den foretrukne ut-førelsesformen kommuniserer forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 med forankringsrørsstyreenheten 100 som kommuniserer med overflateutstyret 94 over kabelen 96. Alternativt kan (a) en eller flere av forankringsrørsensorene, aktuatorene og generatorene 88 kommunisere direkte med overflateutstyret 94, som vist med den stip-lede linjen 122, (b) kommunikasjon mellom forankringsrørsstyreenheten 100 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av RF-signaler ved bruk av antennene 104 og 106 eller ved hjelp av pulstelemetri ved hjelp av akustiske transdusere 108 og 110.

I den foretrukne utførelsesformen kommuniserer mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene med mellomrørsstyreenheten 102 som kommuniserer med overflateutstyret 94 ved hjelp av RF-signaler som benytter antenner 104 og 112 eller ved pulstelemetri ved hjelp av akustiske transdusere 108 og 114. Alternativt kan: (a) en eller flere av mellomrørssensorene, aktuatorene og generatorene 90 kommunisere direkte med overflateutstyret 94, som indikert med stiplet linje 124; (b) kommunikasjon mellom mellomrørsstyreenheten 102 og overflateutstyret 94 være ved hjelp av kabelen 98 (vist som en stiplet linje).

I den foretrukne utførelsesformen kommuniserer borestrengssensorene, aktuatorene og generatorene 92 direkte med borestrengsstyreenheten 116 som kan være del av et MWD-verktøy eller et annet borestrengsutstyr. Borestrengsstyreenheten 116 kommuniserer med overflateutstyret 94 gjennom antennen 118 og/eller akustisk transduser 120 direkte eller ved å benytte mellomrørsstyreenheten 102 og/eller forankringsrørstyreen-heten 100 som overføringer ("relays").

Det ovenstående beskriver foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen og er frembragt kun som eksempler. Oppfinnelsen skal ikke begrenses til noen av de spesielle trekkene som er beskrevet her, men omfatte alle varianter av disse innenfor omfanget av de ved-heftede krav.

Claims (7)

1. Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data foran en borekrone brukt i et brønn-borehull,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter: minst én akustisk sensor (88, 90, 92) fastgjøres til et overflateparti av et foringsrør; den minst ene sensoren og partiet av brønnforingsrøret posisjoneres i brønnborehullet; borekronen og en borestreng brukes for å bore et avsnitt av brønnborehullet under en ytre ende av avsnittet av brønnforingsrøret anbrakt i brønnen; et akustisk signal genereres med en akustisk generator (92) anbrakt i borestrengen; og signalet mottas med den minst ene sensoren fastgjort til brønnforingsrøret.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat de akustiske sensorene monteres på den utvendige overflaten av foringsrøret.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisertved at et signal sendes med minst én av sensorene til en overflatemottaker.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat signalet sendes elektrisk til en overflatemottaker.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat signalet sendes optisk til en overflatemottaker

6. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat signalet sendes til overflatemottakeren med radiofrekvens.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat signalet sendes til overflatemottakeren med hydraulisk pulstelemetri.