NO335764B1 - Måling-under-boring-verktøy for bruk under boring av et brønnhull - Google Patents

Abstract

Foreliggende oppfinnelse vedrører en sonde for måling under boring, for bruk under boring av etbrønnhull, der sonden omfatter etsondelegeme (22), minst en akustisk sender (64, 66, 180) som bæres av sondelegemet, et antall aksialt adskilte mottakerrekker (60, 62,182,199) som er aksialt adskilt fra den minst ene senderen langs sondelegemet, der hver av mottakerrekkene omfatter et antall mottakerelementer som er anbrakt rundt omkretsen av sondelegemet, der hvert mottakerelement er innrettet for å tilveiebringe et signal som indikerer tilstedeværelsen av akustisk energi som forplanter seg gjennom formasjonen. Oppfinnelsen er særpreget ved det trekk at sonden videre omfatter en prosessor (50) anordnet på sondelegemet, der prosessoren er innrettet for å aktivere senderen til å generere og sende akustisk energi inn i formasjonen, idet prosessoren videre er innrettet for å behandle signalene fra mottakerelementene, slik at energi er fokusert fra en valgt retning for å bestemme en formasjonsparameter av interesse.

Description

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

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

EP 0 375 549 omhandler en metode og et apparat for utføring av akustiske undersøkelser i et borehull.

US 5,089,989 vedrører en metode og et apparat for måling av sementkvalitet i en foringsrørbinding.

Akustiske målinger er blitt brukt ved kabellogging av borehull i de fire siste ti-år. De første akustiske kabelinstrumentene eller «sondene» var enkle sender- og mottaker-innretninger som ble brukt til å måle hastigheten av den første ankomst-komponent av en akustisk bølgepuls sendt gjennom den gjennomskårne formasjon. Denne komponenten var vanligvis kompresjons- eller «p»-bølgekomponenten. Hastighetsmålingen, eller mer nøyaktig forplantningstiden til bølgekomponenten fra senderen til mottakeren, ble brukt til å beregne formasjonsporøsitet i forbindelse med evaluering av formasjoner. I tillegg ble tidlige akustiske logger brukt ved omforming av seismiske data, opprinnelig målt i tidsdomene, til dybdedomene for derved å gi tverrsnittsfremvisninger av geologiske strukturer brukt i industrien som et hjelpe-middel til lete- og produksjonsboring.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Det fysiske arrangement og utløsningssekvensene til de segmenterte sendere er slik at akustisk energi kan rettes eller fokuseres inn i formasjonen i en forutbestemt asimut- og aksial-retning. Dette trekk ved oppfinnelsen muliggjør måling av akustiske parametere i valgte områder i nærheten av nedhullsanordningen. Områder som skal undersøkes, kan velges i sann tid ved hjelp av kommandoer fra overflaten, eller alternativt, kan være valgt ut på forhånd. F.eks. tillater segmenteringen av sendere målinger foran borekronen, for derved å forsyne boreren med kritisk informasjon vedrørende formasjoner og strukturer som ennå ikke er blitt gjennomtrengt av borekronen. Dette hjelper boreren til å justere boreprogrammet, i sann tid, for å oppfylle de forutbestemte formål og unngå problemer, som diskutert kort i et tidligere avsnitt. Som et annet eksempel tillater den omkretsmessige atskillelse av senderne fokusering av utsendt akustisk energi asimutalt for å bestemme retningen til nærliggende sedimentære laggrenser i horisontale eller sterkt avvikende brønner, for derved å hjelpe boreren til å holde borekronen innenfor den formasjon som er av interesse. Dette kalles «geostyring». På grunn av den forholdsvis dype under-søkelsesdybden til akustiske målinger, kan disse målingene brukes som referansedata for andre sensortyper med forholdsvis grunne undersøkelsesdybder, slik som nukleære sensorer, kjørt i kombinasjon. F.eks. kan akustiske målinger indikere at laggrensen for en spesiell formasjonstype ligger i en gitt avstand foran borekronen. Denne referanseinformasjon kan brukes til å optimalisere responsbarometrene til sensorene med grunnere undersøkelsesdybde. Spesielt kan databehandlings-algoritmer for grunne undersøkelsessensorer justeres og tilpasses for å gi optimale responser for den spesielle formasjonstype som avfølges ved hjelp av den akustiske måling med dypere undersøkelsesdybde og som deretter vil bli gjennomtrengt og avfulgt av de grunne undersøkelsessensorene.

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

De parametere som er av interesse og som kan tilveiebringes ved hjelp av det beskrevne akustiske MWD-helbølgesystem, innbefatter informasjonsevaluerende parametere slik som porøsitet. Ytterligere parametere av interesse innbefatter Poissons forhold, elastisitetsmoduler og andre mekaniske egenskaper ved formasjonen. I tillegg kan integrerte forplantningstider over store vertikale intervaller måles. Disse parametere av interesse har mange anvendelser som innbefatter detaljerte formasjonsevalueringer ved å kombinere akustiske målinger med andre typer formasjonsevaluerende sensormålinger, poretrykk-prediksjon, forutsigelser om reservoar-ytelse, inngangsdata for utformingen av hydrauliske fraktureringsoperasjoner, inngangsinformasjon for valg av den optimale type borekrone, geostyring og sand-kontroll. Parametere av interesse kan også velges for mer effektivt å omforme til-støtende seismiske overflatemålinger fra tidsdomene til det ønskede dybdedomene.

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

Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare illustrerer typiske utførelsesformer av oppfinnelsen og derfor ikke skal anses som begrensende for dennes ramme, idet oppfinnelsen kan innta andre like effektive utførelsesformer.

Det vises til de vedføyde tegninger, hvor:

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

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

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

Et antall j sensorer av en eller flere typer er anordnet aksialt inne i delanordningen 20. Den akustiske delanordning som omfatter den akustiske gruppe 60, er skissert som den sensorgruppe som er anbrakt nærmest borekronen 12. Denne posisjonen blir foretrukket hvis den akustiske delanordning hovedsakelig brukes til å måle parametere foran borekronen 12. Man vil imidlertid forstå at den akustiske sensorgruppe kan anbringes ved et antall steder i forhold til andre typer sensorer og elementer inne i nedhulls-delanordningen 20. Andre ytterligere sensortyper slik som nukleære, elektromagnetiske, retningsmessige o.l., er identifisert som en gruppe med henvisningstall 52. Det vises til den akustiske sensorgruppe 60 hvor et forutbestemt antall diskrete datapunkter som mates ut fra sensorene 60, blir lagret i et bufferlager som på fig. 2, er innbefattet som en avdelt del av lagringskapasiteten til datamaskinen 50. Alternativt kan bufferlageret omfatte et separat lagringselement

(ikke vist). Sensorrespons-forhold eller «modeller» for de akustiske sensorgrupper eller andre sensorer kjørt i kombinasjon, blir lagret i lagringsanordningen 48. Disse modellene, som blir brukt til å omforme målte sensordata til parametere av interesse, blir bestemt matematisk, eller blir bestemt ved å måle sensorenes responser i kjente testformasjoner, eller blir bestemt ved å bruke en kombinasjon av begge metoder. I tillegg kan andre referansedata, slik som data som definerer målformasjonen som skal bores, også være lagret i lagringsanordningen 48. En to-veis kommunikasjons-forbindelse finnes mellom lageret 48 og datamaskinen 50. Responsene fra sensorene 52 blir overført til datamaskinen 50 hvor de blir transformert til parametere av interesse ved bruk av metoder som vil bli beskrevet detaljert i det etterfølgende. Parameterne av interesse kan overføres til overflaten over den oppadgående telemetribane 27, eller kan lagres i lageret 46 for etterfølgende opphenting til overflaten. Den akustiske sensorgruppe 60 og eventuelle andre sensorer 52 som kjøres i kombinasjon, er aksialt adskilt inne i nedhulls-delanordningen 20, og oppviser derfor ikke det samme målepunkt inne i borehullet 14. Før kombinasjon må rådata fra sensorene forskyves til et felles referansepunkt. Sensorene oppviser heller ikke nødvendigvis den samme vertikale oppløsning, derfor kreves det at vertikal opp-løsningstilpasning blir utfør før kombinasjonen ved bruk av kjente teknikker på området. Når de er beregnet fra de dybdeforskjøvne og oppløsningstilpassede rådata, blir parameterne av interesse så ført til nedhullsdelen av telemetrisystemet 42 og deretter telemetrert til overflaten ved hjelp av en passende oppadrettet telemetrianordning vist skissemessig ved den brutte linje 27. Kraftkildene 44 leverer kraft til telemetrielementet 42, datamaskinen 50, lagermodulene 46 og 48 og til-hørende styrekretser (ikke vist), samt sensorene 52 og tilhørende styrekretser (ikke vist). Informasjonen fra overflaten blir overført over den nedadrettede telemetribane som skissemessig er vist ved den brutte linje 29, til mottakerelementet i nedhulls-telemetrienheten 42, og så overført til lagringsanordningen 48 for etterfølgende bruk.

En mer detaljert oversikt over den akustiske sensorgruppe 60 er vist på fig. 3. To segmenterte sendergrupper er vist og betegnet som 64 og 66. Den aksiale avstand mellom de to sendergruppene er betegnet med tallet 68 og er av størrelses-orden en fot i den foretrukne utførelsesform, selv om avstanden kan økes eller minskes avhengig av sendernes fysiske dimensjoner og den ønskede oppløsning av målingen som skal foretas. Antallet sendergrupper kan variere fra en til tre eller fire, eller enda flere avhengig av det ønskede antall akustiske strålebaner. Husk at hver sendergruppe omfatter et antall segmenterte sendere adskilt omkretsmessig omkring den ytre diameter av den hovedsakelig rørformede akustiske delseksjonen betegnet med tallet 22. Detaljer ved sendergruppene vil bli gitt i det etterfølgende. Mottakerne er betegnet som en gruppe med tallet 62, og kan variere i antall, igjen avhengig av det ønskede antall akustiske strålebaner. På fig. 3 er antallet mottakere generelt betegnet som liten «k». Fire til åtte mottakere blir brukt i den foretrukne utførelses-form. Lik avstand mellom hver mottaker er betegnet med tallet 74, selv om lik avstand ikke er en nødvendig betingelse for oppfinnelsens utførelsesform. Den foretrukne aksiale avstand mellom mottakerne er fortrinnsvis omkring seks tommer (ca. 15,24 cm) selv om denne dimensjon, i likhet med senderavstanden, kan varieres basert på mottakernes fysiske dimensjoner og målingenes ønskede oppløsning.

Det er bemerket at senderne og mottakerne ikke må grupperes som skissert på fig. 3 for å realisere oppfinnelsen på en vellykket måte. F.eks. kan den aksiale posisjonering av elementene omfatte fire mottakere adskilt mellom to sendere, eller to sendere adskilt mellom to par med mottakere, eller vekslende avstander av sendere og mottakere, eller i prinsippet, enhver aksial kombinasjon av det valgte antall sendere og mottakere. Det finnes imidlertid fysikalske, fysiske og tekniske kriterier som til en viss grad styrer sender- og mottaker-avstandene. Som nevnt er elementenes fysiske dimensjoner selvsagt faktorer når det gjelder elementenes avstand. Likeledes er de grunnleggende fysiske prinsipper som relaterer avstand til måleoppløsning også faktorer. Senderelementer og deres tilhørende styrekretser er vanligvis mer komplekse enn mottakerelementer og deres tilhørende kretser. Fra et teknisk perspektiv er det ønskelig å minske antallet senderelementer, og når det er mulig, å anvende felles styrekretser forflere sendere. Disse tekniske kriterier er igjen viktige faktorer ved valg av elementavstander.

Sender- og mottaker-gruppene som er skissert på fig. 3, er adskilt ved en isolatordel 72 i den akustiske delanordning 22. I den foretrukne utførelsesform er lengden 70 av isolatordelen omkring åtte fot. En aksial tverrsnittsskisse 80 viser en rekke riller eller fordypninger 82 med lengde «I» skåret ut på den indre diameter av isolatordelen 72. Borefluid strømmer gjennom isolatordelen i en retning betegnet med pilen 84. Hver rille tjener som et middel til dempning av akustisk energi som passerer direkte gjennom, eller blir reflektert inn i isolatordelen 72. Denne energien antas å være «støy». Frekvensen til den energi som dempes, er en funksjon av lengden I. Selektiv frekvensdempning kan derfor oppnås ved å variere eller «avstemme» lengdene I. Flere riller blir anvendt av to grunner. For det første demper hver rille den akustiske energien ved en selektiv frekvens additivt. Dvs. at jo større antallet riller er, jo større er dempningen av energi innenfor isolatordelen 72. Deretter tjener rekken av riller 82 som et middel for dempet akustisk energi som kommer inn i isolatordelen 72, ved hjelp av refleksjon fra borehullet 14 eller formasjonen 18. Denne reflekterte energi kommer ikke inn i isolatoren 72 ved den ende som er betegnet med tallet 88, men kommer inn i isolatoren ved punkter i nærheten av mottakergruppene, som illustrert ved pilene 86. Selv om rillene 82 innfører en trykkmotstand for det strømmende boreslam, har man funnet at denne trykkmotstand ikke ugunstig påvirker den totale boreoperasjonen. Slissede isolatorer er mye brukt i akustiske kabelanordninger for å forlenge den effektive strømningsbane, for derved å dempe direkte overføring av akustisk energi mellom sendere og mottakere. Isolator-slissingen er ikke mulig i MWD-anvendelser fordi isolatorens mekaniske integritet blir svekket betydelig av slissene.

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

En mer detaljert skisse av sendergruppen 64 er vist på fig. 4a. Elementer betegnet som Tm ,n' er vist aksialt adskilt omkring den ytre diameter av den akustiske delanordning 22, hvor rn' = 1 m betegner nummeret til den aksialt adskilte gruppe og n' = 1 n betegner nummeret til det asimutalt adskilte element i gruppen rn'. På fig. 3 er det vist to sendergrupper, derfor er i dette eksemplet

rn' = 2. For illustrasjonens skyld vil åtte asimutalt adskilte elementer bli brukt for hver aksialt adskilt gruppe, derfor er n = 8 både for rn' = 1 og rn' = 2. Det blir foretrukket at gruppene 64 og 66 er identiske, selv om dette ikke er noen nødvendig betingelse for utførelse av oppfinnelsen. Frontflaten til hvert senderelement Tm ,n' er forsenket i en dybde 100 inne i en fordypning 105 i legemet 22 til den akustiske delanordning. Hvert element omfatter også to sendersegmenter betegnet som 106 og 108 for senderelementet Tm ,i på fig. 4. Som en illustrasjon vil det bli antatt at alle elementer Tm ,i Tm ,2 Tm ,8 er identiske. Segmentene 106 og 108 er innbakt i et fyllmateriale

104 som omfatter Teflon eller gummi eller en sammensatt gummiblanding eller et annet egnet materiale som tjener til akustisk å isolere sendersegmentene 106 og 108 fra legemet til den akustiske delanordning 22. Hvert sendersegment kan omfatte en piezoelektrisk anordning, en magnetostriktiv anordning, et magnetaktivert stempel eller enhver passende akustisk energikilde som er egnet for bruk nede i borehull. Piezoelektriske anordninger blir brukt i den foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen. For de fleste typer sendere er dimensjonen 126 i størrelsesorden 1,0 til 1,5 tommer (2,54 - 3,81 cm).

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

Posisjonene til åtte segmenterte senderelementer som er likt adskilt omkring den ytre diameter av den akustiske delanordning 22, er vist på fig. 5b. Bare senderelementet Ti,i er vist detaljert. Senderelementene er identifisert ved bruk av den tidligere definerte terminologi. Hvert senderelement utsender ved utløsning, en puls med akustisk energi inn i borehullet og formasjonen. På grunn av sendernes utforming har denne energien en tendens til å bli fokusert radialt inn i en sektor definert av posisjonen til den aktiverte sender. Det vises igjen til fig. 5b hvor utløsningen av senderen Ti,i har en tendens til å rette akustisk energi inn i den sektor som er identifisert med tallet 130. Siden åtte senderelementer blir brukt i hver sendergruppe i eksemplet, svarer sektoren 130 til en bue på 45°. Ved sekvensiell utløsning av de n segmenterte senderne i hver sendergruppe m på en forutbestemt eller dynamisk styrt måte, blir akustisk energi fokusert radialt inn i formasjonen for derved å tilveiebringe den akustiske målings ønskede asimutale følsomhet. Det er sterkt ønskelig å utløse de asimutalt adskilte sendere vekselvis slik at utsendt energi blir mottatt fra hver utløsning med minimal interferens fra den tidligere utløsning. Ved å bruke den gruppen som er skissert på fig. 5b, blir senderen Ti,i først utløst, fulgt av senderen Ti,5fulgt av senderen Ti,2fulgt av senderen Ti,6, osv. Aksial fokusering av akustisk energi utsendt av hvert senderelement blir oppnådd ved tidsstyring av utløsningen av hvert segment i hver sendergruppe. Det vises igjen til fig. 4a, og også til fig. 4b, hvor de utsendte akustiske pulser, hvis elementet 106 først blir avfyrt fulgt av utløsningen av elementet 108, vil interferere konstruktivt slik at den sammensatte puls blir rettet aksialt mot borekronen, som antydet ved pilen 110. Vinkelen til den maksimale puls-amplitude, 3>, målt i forhold til den akustiske delseksjons hovedakse og identifisert ved tallet 109, øker når tidsdifferansen At mellom segmentutløsning avtar, hvor At er definert som tiden for utløsning av segment 108 minus utløsning av segment 106. Hvis f.eks. avfyringen eller utløsningen av segment 108 ligger etter avfyringen av segment 106 med noen få mikrosekunder (us), kan vinkelen G> være = 45° som indikerer at den akustiske energi er aksialt fokusert foran borekronen 12. Vinkelen G> for den fokuserte energi kan varieres ved å endre størrelsen av tidsintervallet At. Ved å bruke sendergrupper som er asimutalt posisjonert og segmentert, kan den akustiske energi fra hver avfyring fokuseres i enhver retning innenfor det tredimensjonale rom i nærheten av den akustiske delseksjon. Anvendelsene av dette trekk ved oppfinnelsen vil bli diskutert mer detaljert nedenfor. Det skal bemerkes at forholdet mellom G> og At også er en funksjon av andre parametere, slik som avstanden mellom segmentene i senderelementene og frekvensen w til de utsendte akustiske pulser.

Mottakergruppen kan omfatte mottakerelementer adskilt asimutalt rundt den ytre diameter av det akustiske delanordnings-legemet 22, eller kan omfatte bare ett element ved en gitt asimutal posisjon, for derved å bruke rotasjonen av boreanordningen til å detektere pulser sendt inn i borehullet ved forskjellige radiale vinkler. Den fortrukne aksiale avstand mellom mottakergruppene er omkring seks tommer (ca. 15,24 cm). Kortere avstander kan brukes for å maksimalisere vertikal oppløsning av laggrenser. En eller flere av mottakerne kan være segmentert for derved å oppnå aksial fokusering gjennom tidsportstyring av mottakersegmentene, på samme måte som den tidligere beskrevne tidspulsing av sendersegmentene. Som med senderne, er mottakerne montert slik at akustisk kopling med del anordningens 22 legeme blir minimalisert. Den foretrukne utførelsesform omfatter åtte grupper med to grupper segmentert. Oppfinnelsen kan imidlertid utformes med ethvert antall mottakergrupper.

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

Beskrivelsen skal nå dreie seg om behandlingen av rådataene ned i borehullet for å frembringe parametere av interesse, som enten blir telemetrert til overflaten ved hjelp av den oppadgående kommunikasjonsbane 29 som er vist på fig. 2, eller som blir lagret nede i hullet i lagringsenheten 46, eller begge deler.

Fig. 6 illustrerer et enkelt senderelement 140 og et enkelt mottakerelement 142 i den akustiske delanordning 22. Denne utførelsesformen vil bli brukt for å de-finere de forskjellige komponenter i det målte bølgetog. Banen 144 skisserer akustisk energi som forplanter seg fra senderen til mottakeren gjennom materialet 149, som enten er en slamkake avsatt under boring, eller en formasjon nær borehullet som er skadet under boring. Banen 146 illustrerer akustisk energi i form av en kompresjons-bølge eller «p»-bølge, som forplanter seg fra senderen til mottakeren hovedsakelig langs grenseflaten mellom materialet 149 og formasjonen 18. Banen 148 illustrerer akustisk energi i form av en skjærbølge eller «s»-bølge, som forplanter seg inne i formasjonen 18 fra senderen til mottakeren. Akustiske bølger som forplanter seg inne i borehullet, er kollektivt klassifisert som «ledede» bølger med en bane illustrert med tallet 152. Disse ledede bølgene innbefatter rør-, Stoneley- og Rayleigh-bølger som er velkjente på området. Enhver akustisk energi som forplanter seg fra detektoren til mottakeren direkte gjennom delanordningslegemet 22, er ikke illustrert på fig. 6. De definerte bølgetyper krever forskjellige forplantningstider for å gjennom-løpe de spesifiserte baner. Spesielt vil enhver bølgekomponent (ikke vist) som sendes direkte til mottakeren gjennom delanordningens 22 legeme, ankomme først fulgt av p-bølgen, s-bølgen og rør-bølgen. P- og s-bølgene passerer gjennom formasjonen og er derfor de komponenter av det målte helbølgetog som inneholder den ønskede parametriske informasjonen om formasjonen. Sagt på en annen måte, p-og s-bølgene omfatter «signalet» til det målte, sammensatte helbølgetog.

Fig. 7a illustrerer pulsen 150 med frekvens w, opptegnet som en funksjon av tiden, som antydet med pilen 151, som blir levert til senderen 140. Der er «spred-ning» av frekvenskomponentene til den utsendte puls når den kommer inn i borehullet og formasjonen, som skissert på fig. 7b. Frekvensen vil hovedsakelig være en gausisk fordeling omkring den påtrykte frekvens w med grenser betegnet som +/- Av. Hvis f.eks. den valgte driftsfrekvens er w = 15 KHz, kan frekvensfordelingens grenser være Aw = +/- 5 KHz. Fig. 7c illustrerer amplituden til et helbølgetog 154 registrert ved mottakeren 142, hvis det ikke var noen borestøy tilstede. Senderavfyringen inntreffer ved det tidspunkt som er betegnet med tallet 162, og p-, s- og rør-bølge-ankomsten inntreffer henholdsvis innenfor tidsintervallene 156, 158 og 160. Ved virkelig drift av systemet er bore- og vei-støy tilstede, og det bølgetog som i virkeligheten registreres ved mottageren 142, er skissert ved kurven 170 på fig. 7d. Kurven 170 er i virkeligheten sammensatt av bølgetoget 154 som er skissert på fig. 7c, og inkoherent støy. Utsvinget 172 illustrerer en ganske stor topp i borestøyen. Siden bølgeformen 154 inneholder den grunnleggende informasjonen som er av interesse og hvorfra formasjonsparameterne blir beregnet, må den innledende behandling av

«rådata»-kurven 170 innbefatte midler for enten å fjerne støyen eller matematisk

«kansellere» støykomponenten. Innenfor seismologi har det i mange år vært et lignende problem ved algebraisk addering eller «stakking» av en rekke bølgeformer som hovedsakelig omfatter konstante signalkomponenter og ikke-koherente støy-komponenter. Støykomponentene har en tendens til algebraisk å kansellere når flere og flere sammensatte bølgeformer blir stokket, noe som etterlater bare den ønskede signalkomponent. Under MWD-operasjoner blir et antall sammensatte bølgeformer målt ved hovedsakelig den samme posisjon inne i borehullet, stakket for derved å etterlate bare den ønskede signalkomponent. Det anvendes andre metoder på området for å fjerne støykomponenten Disse metodene innbefatter tidskorrelasjons-teknikker og resulterer i dekonvolveringen av den sammensatte bølgeform for å oppnå signalkomponenten 154 og støykomponenten 174, som illustrert på fig. 7e. Uansett den valgte metode, blir den sammensatte bølgeform først digitalisert ved hjelp av de tidligere nevnte A/D-omformere, og så overført til nedhulls-datamaskinen 50 for behandling. Behandlingen innbefatter videre bestemmelse av amplitudene og ankomsttidene for p- og s- bølgekomponentene, hvorfra formasjonsporøsitet, berg-artens mekaniske egenskaper og andre tidligere diskuterte parametere av interesse, blir bestemt. Når de parametere som er av interesse, er beregnet, blir de oversendt til overflaten ved hjelp av den oppadgående telemetribane 27 eller lagret i lagringsanordningen 46 nede i borehullet for etterfølgende opphenting.

Det vises nå til en spesiell anvendelse. Fig. 8 illustrerer et skissemessig, to-dimensjonalt tverrsnitt av en horisontal boreoperasjon hvor den akustiske delanordning blir anvendt. Borehullet er igjen definert ved tallet 14, og den akustiske delanordning er igjen identifisert ved tallet 22.1 dette eksemplet er delseksjonen utformet med en enkelt sender 180 og en gruppe på fire mottakere hvorav to er spesielt identifisert med tallene 182 og 199. Borekronen (ikke vist) gjennomtrenger horisontalt en hydrokarbonførende formasjon 184 langs den forutbestemte bane som er betegnet med tallet 188. En ikke-hydrokarbonførende formasjon identifisert ved tallet 186, er i nærheten av borekronen og det er opplagt ønskelig å styre borekronen rundt denne formasjonen. Det første trinn i denne operasjonen er «kartleggingen» av grenseflaten mellom de to formasjoner. Det annet trinn er overføringen av kommandoer fra overflaten til bunnhullanordningen for derved å styre borekronen slik at sonen 186 ikke gjennomtrenges. Dette eksemplet vil angå bare det første trinn som er kartleggingen av formasjonsgrenseflaten.

Den segmenterte sender 180 blir avfyrt ved å bruke de anordninger og fremgangsmåter som er beskrevet foran, slik at akustisk energi blir fokusert foran borekronen. Basert på tidligere diskusjoner er der mange utsendte og reflekterte stråler-eller signal-baner for de utsendte akustiske energipulser. Disse strålebaner omfatter hele det tredimensjonale rom i nærheten av borekronen. For illustrasjonens skyld vil bare noen av disse strålebaner bli diskutert for å illustrere, generelt uttrykt, defini-sjonen av den reflekterende overflate som er formasjonsgrenseflaten. Den akustiske energi som er representert ved strålen 190, blir sendt foran borekronen slik at den treffer den impedansgrenseflate som skapes av de formasjoner som grenser mot hverandre, ved koordinater identifisert med tallet 195. En del av denne energien blir reflektert ved stedet 195, og blir tilbakeført til mottakeren 199 over banen 190'. Deler av den reflekterte energi blir tilbakeført til alle andre mottakere i gruppen over baner som ikke er vist. Den målte forplantningstid for den akustiske energi for gjennom-løpning av banene 190 og 190', er en funksjon av posisjonen til refleksjonspunktet 195 og den kjente aksiale avstand mellom senderen 180 og mottakeren 190. En annen puls med elektrisk energi, representert ved strålebanen 192, er likeledes rettet foran kronen, men ved en annen vinkel, slik at den treffer formasjonsgrenseflaten ved koordinater identifisert ved tallet 196. En del av denne energien blir reflektert ved punkt 196 og tilbakeført til mottakergruppen med spesielle strålebaner til mottakerne 199 og 192, identifisert ved tallene 192' og 192", respektive. De målte forplantningstider for den akustiske energi for gjennomløpning av banene 190-192' og 192-192" er funksjoner av posisjonen til refleksjonspunktet 196 samt den kjente aksiale avstand mellom senderen 180 og mottakerne 199 og 182. Ved dette punkt blir analogien mellom tolkningen av de akustiske MWD-data og de tredimensjonale seismiske data, klar. Ved tredimensjonal seismisk databehandling blir den reflekterende grenseflate kartlagt ved å bruke målte akustiske forplantningstider og de kjente posisjoner av de seismiske kilder og mottakere. Ved akustisk MWD-databehandling blir den reflekterende grenseflate kartlagt ved å bruke målte forplantningstider som en funksjon av de kjente posisjoner av senderne og mottakerne i forhold til delanordningen 22 (dvs. de faste sender- og mottaker-avstander). Den absolutte posisjon av delanordningen 22 er også kjent fra bruk av retningsdata målt samtidig med de akustiske data. Anvendelse av tredimensjonale, seismiske be-handlingsteknikker som er kjent på området, på de målte tredimensjonale MWD-strålebanedata, gir et kart over grenseflaten mellom formasjonene 184 og 186. Ved

å bruke ytterligere sender- og mottaker-stråler kan grenseflaten kartlegges med større nøyaktighet og presisjon. Et koordinatsett for grenseflaten blir sendt til overflaten og tjener som en referanse for boreren. Basert på dette grenseflatekartet styrer boreren borekronen, i sann tid, i den ønskede retning for å passere forbi ikke-kommersielle geologiske strukturer.

Claims (4)

1. Sonde for måling under boring, for bruk under boring av et brønnhull, der sonden omfatter: (a) et sondelegeme (22); (b) minst én akustisk sender (64, 66, 180) som bæres av sondelegemet; (c) et antall aksialt adskilte mottakerrekker (60, 62, 182, 199) som er aksialt adskilt fra den minst ene senderen langs sondelegemet, der hver av mottakerrekkene omfatter et antall mottakerelementer som er anbrakt rundt omkretsen av sondelegemet, der hvert mottakerelement er innrettet for å tilveiebringe et signal som indikerer tilstedeværelsen av akustisk energi som forplanter seg gjennom formasjonen; karakterisert vedat sonden videre omfatter: (d) en prosessor (50) anordnet på sondelegemet, der prosessoren er innrettet for å aktivere senderen til å generere og sende akustisk energi inn i formasjonen, idet prosessoren videre er innrettet for å behandle signalene fra mottakerelementene, slik at energi er fokusert fra en valgt retning for å bestemme en formasjonsparameter av interesse.

2. Sonde ifølge krav 1, karakterisert vedat mottakerrekken tilveiebringer et akustisk helbølgetog som resulterer fra aktiveringen av senderelementene.

3. Sonde ifølge krav 1, karakterisert vedat antallet mottakerrekker omfatter en første mottakerrekke og en andre mottakerrekke.

4. Sonde ifølge krav 1, karakterisert vedat prosessoren forsinker signalene fra de første og andre mottakerrekkeelementene ifølge en forut bestemt rekkefølge på en måte som bidrar til å hindre forplantning av akustisk energi i retninger andre enn den utvalgte retningen.