NO339786B1 - Beregning av tilsynelatende fallvinkel og bildekompresjon basert på interesseområdet. - Google Patents

Description

Teknisk område: Oppfinnelsen vedrører generelt en anordning for borehulls-logging til bruk under boringsoperasjoner og fremgangsmåter for å samle inn under-grunnsmålinger og kommunisere dataene til overflaten. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen identifikasjon av undergrunnstrekk og effektiv overføring av bildedata og undergrunnsstrukturdata i sanntid i et verktøy for måling under boring (MWD).

Teknisk bakgrunn: Oljebrønnlogging har vært kjent i mange år og forsyner en olje- og gassbrønnborer med informasjon om den spesielle grunnformasjonen som det bores i. Ved konvensjonell oljebrønnlogging, etter at en brønn er blitt boret, blir en probe kjent som en sonde senket ned i borehullet og brukt til å bestemme noen karakteristikker ved formasjonene som brønnene har krysset. Sonden er typisk en hermetisk forseglet stålsylinder som henger ved enden av en lang kabel som gir mekanisk understøttelse for sonden og tilveiebringer kraft til instrumenteringen inne i sonden. Kabelen tilveiebringer også kommunikasjonskanaler for å sende informasjon opp til overflaten. Det blir derfor mulig å måle noen parametere ved undergrunns-formasjonene som en funksjon av dybde, det vil si mens sonden blir trukket opp gjennom hullet. Slike "kabelmålinger" blir vanligvis utført i sanntid (disse målingene blir imidlertid tatt lenge etter at den aktuelle boringen har funnet sted).

En kabelsonde sender vanligvis energi inn i formasjonen så vel som at en passende mottaker detekterer den samme energien som kommer tilbake fra formasjonen for å skaffe innsamling av en parameter av interesse. Som kjent på området innbefatter disse parameterne av interesse elektrisk resistivitet, akustisk energi eller nukleære målinger som direkte eller indirekte gir informasjon om undergrunns-densiteter, reflektanser, grenser, fluider og litologier blant mange andre.

US-patent nr. 6.226.595 B1 omhandler en programvare og et apparat som reagerer på et sett av borehullsbildedata omfattende et antall fallhendelser som representerer bilder av resistivitetsvariasjoner på en borehullsvegg for å generere et flertall av spor som er representative henholdsvis av de flere fallhendelser og for å generere et flertall av falldata som svarer til flertallet av spor. Apparatet omfatter: en sporgenereringsinnretning som reagerer på borehullbildedataene for generering av flertallet av spor er representative for flertallet av fallhendelser i borehullsbildedataene, idet sporgenereringsinnretningen bruker en matematisk forhold ved generering av flertallet av spor som reaksjon på borehullsbildedataene.

US 5.963.036 vedrører et brønnloggeapparat og en fremgangsmåte for bestemmelse av egenskaper ved grunnformasjoner som er blitt invadert av bore-hullsfluid.

US 5.299.128 omhandler en fremgangsmåte og et apparat for opptegning av laggrenser i undergrunnsformasjoner og for produsering eller frembringelse av indikasjoner på fallvinkelen derav.

Eksempler på tidligere kjente kabeldensitetsanordninger er beskrevet i US-patent nr. 3.202.822, 3.321.625, 3.846.631, 3.858.037, 3.864.569 og 4.628.202. Kabelformasjonsevalueringsverktøy (slik som gammastråledensitetsverktøy) har mange ulemper innbefattende tap av boringstid, de utgiftene og forsinkelsene som inngår i å kjøre borestrengen ut og inn for å gjøre det mulig å senke kabelen ned i borehullet, og både oppbyggingen av en betydelig slamkake og invasjon av formasjonen av borefluidene gjennom tidsperioden mellom boring og målinger. En forbedring av dette i forhold til teknikkens stand er måling under boring (MWD) hvor mange av karakteristikkene ved formasjonen blir bestemt hovedsakelig samtidig med boringen av borehullet.

Logging ved måling under boring (MWD) eliminerer helt eller delvis nødvendig-heten av å avbryte boringsoperasjonen for å fjerne borestrengen fra borehullet for å kunne ta de nødvendige målinger som kan oppnås ved kabelteknikker. I tillegg til muligheten til å logge karakteristikkene til de formasjonene som borkronen passerer, gir denne informasjonen i sanntid betydelig tryggere og logistiske fordeler for boringsoperasjonen.

Et potensielt problem med MWD-loggeverktøy er at målingene vanligvis blir tatt mens verktøyet roterer. Siden målingene blir tatt like etter at borkronen har boret borehullet, er utvaskinger mindre av et problem enn ved kabellogging. Det kan likevel være noen variasjoner i avstanden mellom loggeverktøyet og borehullsveggen ("veggavstand") med asimut. Nukleære målinger blir spesielt forringet ved store veggavstander på grunn av spredningen som frembringes av borehullsfluider mellom verktøyet og formasjonen.

US-patent nr. 5.397.893 til Minette, hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for å analysere data fra et MWD-formasjonsevalueringsloggeverktøy som kompenserer for rotasjon av loggeverktøyet (sammen med resten av borestrengen) under måleperioder. Densitetsmålingen blir kombinert med målingen fra en diametermåler, fortrinnsvis en akustisk diameter måler. De akustiske diametermålere måler kontinuerlig veggavstanden etter hvert som verktøyet roterer omkring i borehullet. Hvis diametermåleren er innrettet med densitetskilden og detektorene, gir dette en bestemmelse av veggavstanden foran detektorene til enhver gitt tid. Denne informasjonen blir brukt til å dele densitetsdataene inn i et antall grupper basert på størrelsen av veggavstanden. Etter et forut bestemt tidsintervall kan densitetsmålingen så tas. Det første trinnet i denne prosessen er for kort avstand (short space, SS) og lang avstand (long space, LS) for densiteter som skal beregnes fra dataene i hver gruppe. Så blir disse densitetsmålingene kombinert på en måte som minimaliserer den totale feilen i densitets-beregningene. Denne korreksjonen blir påført ved å bruke "ryggrad- og ribbens-algoritmen" og grafer slik som vist på figur 1. På figuren er abscissen 1 differansen mellom LS- og SS-densitetene, mens ordinaten 3 er den korreksjonen som blir påført LS-densiteten for å gi en korrigert densitet ved bruk av kurven 5.

US-patent nr. 5.513.528 til Holenka et al., beskriver en fremgangsmåte og en anordning for måling av formasjonskarakteristikker som en funksjon av asimutverdi omkring borehullet. Måleanordningen innbefatter et verktøy for logging under boring som roterer i borehullet under boring. Den nedad rettede vektoren til verktøyet blir først utledet ved å bestemme en vinkel O mellom en vektor og jordens magnetiske nordpol som referert til tverrsnittsplanet for et verktøy for måling under boring (MWD) og en nedad rettet gravitasjonsvektor som referert i planet. Verktøyet for logging under boring (LWD) innbefatter magnetometere og akselerometere plassert ortogonalt i et tverrsnittsplan. Ved å bruke magnetometer- og/eller akselerometer-målingene kan verktøyflatevinkelen vanligvis bestemmes. Vinkelen O blir overført til LWD-verktøyet for derved å muliggjøre en kontinuerlig bestemmelse av den nedad rettede gravitasjonsposisjonen til LWD-verktøyet. Kvadranter, det vil si vinkelmessige avstandssegmenter, blir målt fra den nedad rettede vektoren. Det vises til figur 2 (som er figur 10B hos Holenka et al. og som illustrerer et LWD-verktøy 100 som roterer i et hellende borehull 12), blir det gjort en antagelse om at den nedad rettede vektoren definerer en situasjon hvor veggavstanden er ved et minimum, noe som muliggjør en god "ryggrad- og ribbenskorreksjon". En ulempe ved fremgangsmåten til Holenka et al. er at antagelsen om minimum veggavstand ikke nødvendigvis blir tilfredsstilt, slik at nedad posisjonen i virkeligheten kan svare til en betydelig veggavstand; uten en veggavstandskorreksjon kan resultatene bli feilaktige.

I et sentralisert eller stabilisert verktøy vil veggavstanden vanligvis være jevn med asimutvinkelen. Holenka (US-patent nr. 5.513.528) og Edwards (US-patent nr. 6.307.199) viser også hvordan asimutmålinger av densitet kan være diagnostiske for laggrenser som grenser av et hellende borehull. Ved fravær av veggavstands-korreksjoner kan dette bare bli en kvalitativ måling.

US-patent nr. 6.584.837 til Kurkoski, som i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskriver en LWD-densitetssensor som innbefatter en gammastrålekilde og minst to Nal-detektorer atskilt fra kilden for å bestemme målinger som indikerer formasjonsdensiteten. Et magnetometer på vektorrøret måler den relative asimutverdien til Nal-detektorene. En akustisk diametermåler blir brukt til å ta veggavstands-målinger for Nal-detektorene. Målinger tatt av detektorene blir inndelt i rommessige grupper definert ved veggavstand og asimut. I hver slik asimutsektor blir densitetsmålingene kompensert for veggavstanden for å gi en enkelt densitetsmåling for sektoren. De asimutale sektorene blir kombinert på en slik måte at det tilveie-bringes en kompensert asimutal geostyringsdensitet. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også brukes med nøytronporøsitetsloggeanordninger.

MWD-instrumenter innbefatter i noen tilfeller utstyr for å sende i det minste noen av undergrunnsbildene og målingene som er innsamlet, til registreringsutstyr på jordoverflaten ved det tidspunktet da målingene blir tatt ved å bruke et telemetrisystem (det vil si MWD-telemetri). Et slikt telemetrisystem modulerer trykket i et borefluid som pumpes gjennom boringsenheten for å bore brønnhullet. Telemetri-systemer som modulerer fluidtrykk, og som er kjent på området, er imidlertid begrenset til å overføre data med en hastighet på bare noen få biter per sekund. Fordi volumet av målte data ved det typiske bildegenererende brønnloggings-instrumentet er forholdsvis stort, er borehullsbilder nå generelt tilgjengelige bare ved bruk av elektriske kabeltransporterte instrumenter eller etter at et MWD-instrument er blitt fjernet fra brønnhullet og innholdet av en intern lagringsanordning, eller et minne, blir hentet frem.

Mange typer brønnloggingsinstrumenter har vært innrettet for å ta målinger som kan omformes til en visuell representasjon eller et "bilde" av veggen i brønn-hullet som bores gjennom grunnformasjoner. Typiske instrumenter for utvikling av bilder av parametere av interesse innbefatter densitetsmåleanordninger, elektriske resistivitetsmåleanordninger og akustiske refleksjons/forplantningstidsmåleanordning-er. Disse instrumentene måler en egenskap ved grunnformasjonene i nærheten av borehullsveggen eller en relatert egenskap, med hensyn til asi m utretning en omkring en betydelig del av omkretsen til brønnhullet. Verdiene av egenskapen som måles, blir korrelert med både deres dybdeposisjon i brønnhullet og deres asimutale posisjon i forhold til en valgt referanse, slik som geografisk nord eller den gravita-sjonsmessige øvre side av brønnhullet. En visuell representasjon blir så utviklet ved å presentere verdiene med hensyn til deres dybder og asimutale orienteringer, for eksempel ved å bruke en farge eller gråtone som svarer til verdien av den målte egenskapen.

En fremgangsmåte som er kjent på området for overføring av bildegenererende målinger i trykkmodulasjonstelemetri, er for eksempel beskrevet i US-patent nr. 5.519.668 utstedt til Montaron. Denne fremgangsmåten innbefatter å ta resistivitetsmålinger ved forhåndsbestemte asimutale orienteringer og overføre de nødvendige resistivitetsverdiene til overflaten ved hjelp av trykkmodulasjonstelemetri. Fremgangsmåten som er beskrevet i '668-patentet krever synkronisering av resistivitetsmålingene med kjente rotasjonsorienteringer for MWD-instrumentet for å kunne dekode bildedataene på overflaten uten å overføre de tilsvarende rotasjonsmessige orienteringene ved hvilke målingene ble tatt.

US-patent nr. 6.405.136 til Li et al., som herved i sin helhet inkorporeres ved referanse, beskriver en fremgangsmåte for komprimering av en dataramme som representerer parameterverdier, en tid ved hvilken hver parameterverdi ble registrert og en orientering av en sensor ved det tidspunkt da hver parameterverdi ble registrert. Generelt innbefatter fremgangsmåten å utføre en todimensjonal transformasjon av dataene i orienteringsdomene og i et domene relatert til registrerings-tidspunktet. I en utførelsesform innbefatter fremgangsmåten å beregne en logaritme for hver parameterverdi. I en utførelsesform innbefatter den todimensjonale transformasjonen å generere en Fourier-transformasjon av logaritmen til parameterverdiene i det asimutale domene, generere en diskret cosinus transformasjon av transforma-sjonskoeffisienten i tidsdomenet. Denne utførelsesformen innbefatter kvantisering av koeffisientene til Fourier-transformasjonen og den diskrete cosinus transformasjonen. En utførelsesform av fremgangsmåten er innrettet for å overføre resistivitetsmålinger tatt av et LWD-instrument med trykkmodulasjonstelemetri slik at bilder under boring av et brønnhull kan genereres. Den ene utførelsesformen innbefatter koding av de kvantifiserte koeffisientene, feilkoding av de kodede koeffisientene og anvendelse av de feilkodede koeffisientene til trykkmodulasjonstelemetrien.

Andre datakompresjonsteknikker for forskjellige anvendelser er beskrevet i flere andre US-patenter, for eksempel US-patent nr. 5.757.852 til Jericevic et al., US-patent nr. 5.684.693 til Li; US-patent nr. 5.191.548 til Balkanski et al., US-patent nr. 5.301.205 til Tsutsui et al.; US-patent nr. 5.388.209 til Akagiri; US-patent nr. 5.453.844 til George et al.; US-patent nr. 5.610.657 til Zhang; og US-patent nr. 6.049.632 til Cockshott et al. Mange tidligere kjente datakompresjonsteknikker er ikke lett eller effektivt anvendbare for telemetri med lav båndbredde og meget høyt støynivå i de kommunikasjonsmetodene i det typiske MWD-trykkmodulasjonstele-metrisystem og er ikke egnet for bildeoverføring ved hjelp av slik telemetri.

US-patentsøknad 10/167.332 (publikasjon 20020195276 A1) til Dubinsky et al., og med tittel "Use of Axial Accelerometer for Estimation of Instantaneous ROP Downhole for Lwd and Wireline Applications" hvis innhold herved inkorporeres ved referanse, beskriver at bestemmelse av inntrengningshastigheten (ROP) ved boring vanligvis har vært basert på overflatemålinger og ikke kan være en nøyaktig representasjon av den aktuelle ROP. Dette kan forårsake problemer ved logging under boring (LWD). På grunn av mangelen på en høyhastighets overflate/brønn-hullskommunikasjon under boring, gir den konvensjonelle fremgangsmåten for måling av ROP på overflaten ikke noen løsning på dette problemet. Den øyeblikkelige ROP kan imidlertid utledes nede i hullet med en viss grad av nøyaktighet ved å benytte et akselerometer plassert i (eller nær) verktøyet for å måle akselerasjon i den aksiale retningen. Når trekomponent akselerometeret blir brukt, kan fremgangsmåten benyttes til å bestemme den vertikale dybden til borehullet.

Det er behov for en fremgangsmåte til å bestemme undergrunnsegenskaper i brønnhullsloggedata, foreksempel med asimutale densitetsvariasjonerfra målinger tatt ved hjelp av et MWD-loggeverktøy. En slik fremgangsmåte sørger fortrinnsvis for sanntids bestemmelse av brønnhullsparametere for kommunikasjon til overflaten, eller sørger for sanntids avbildning av undergrunnsomgivelsene under bore-operasjoner. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behovet. Det er ønskelig å ha et system som muliggjør overføring av data for avbildning av et brønnhull ved hjelp av trykkmodulasjon eller annen telemetri slik at bilder av et brønnhull kan frem-kalles under boring av et brønnhull, hvor den rotasjonsmessige orienteringen for hver bildefremkallende måling er innbefattet i de overførte data. Det er også ønskelig å bestemme effektivt og tidsmessige estimerater av posisjoner og orienteringer for grenser mellom lag i grunnformasjoner.

Oppsummering av oppfinnelsen

Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og en anordning for logging av en undergrunnsformasjon og innsamling av undergrunnsformasjon hvor et loggeverktøy blir transportert i borehullet for å fremskaffe parametere av interesse. Parameterne av interesse som blir fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Etter behov blir en asimut tilknyttet målingene av parameterne av interesse fremskaffet og korreksjoner blir utført. De korrigerte data kan filtreres og/eller glattes. Parameterne av interesse i forbindelse med asimutsektorer blir utformet i et antall kostnadsfunksjoner hvorfra regioner av interesse blir bestemt for å løse karakteristikker ved egenskapene av interesse innenfor regionene av interesse. For innledende opptegning av regioner av interesse og tilhørende egenskaper kan også kostnadsfunksjoner fra et antall sektorer kombineres for effektivt å fremskaffe lovende områder av kostnadsfunksjoner. Karakteristikker av disse egenskapene kan bestemmes for å oppnå tids- eller dybdeposisjoner for laggrenser og fallvinkelen til borehullet i forhold til undergrunns-strukturer, så vel som orienteringen av loggingsutstyret (borehullet) og undergrunnsstruktur. Karakterstikker ved egenskapene innbefatter tid, dybde, litologier, struktu-relle dybder, fall og tykkelser. Regionene av interesse kan generelt karakteriseres i henhold til oppførselen av regionene i nærheten av forskjellige undergrunnstrekk. En respons fra et tynt lag kan for eksempel karakteriseres der hvor regionen av interesse sender over to lokale maksima med et lokalt minimum mellom maksimumsverdiene. Det er minst fire typer trekk eller egenskaper (for eksempel egenskaper av interesse) som kan identifiseres og/eller ekstraheres fra regioner av interesse.

Kort beskrivelse av figurene

Patentet eller søknaden inneholder minst en tegning utført i farger. Kopier av denne patent- eller patentsøknadspublikasjonen med en eller flere fargetegninger vil bli levert fra det amerikanske patentverket på anmodning og betaling av det nødven-dige gebyret. Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil bli bedre forstått under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegningene, hvor:

Figur 1 (kjent teknikk) viser et eksempel på hvordan densitetsmålinger tatt fra et verktøy med lang avstand og kort avstand fra borehullsveggen blir kombinert for å gi en korrigert densitet; Figur 2 (kjent teknikk) viser en idealisert situasjon hvor et roterende verktøy i et brønnhull har en minste veggavstand når verktøyet er ved bunnen av brønnhullet; Figur 3 viser et skjematisk diagram av et boresystem som har en borestreng som innbefatter en anordning i henhold til foreliggende oppfinnelse; Figur 4 illustrerer et flytskjema over foreliggende oppfinnelse; Figur 5A illustrerer densitetsrådata med et område av interesse; Figur 5B illustrerer en kostnadsfunksjonsvisning av fremskaffede data med et område av interesse og en egenskap i regionen av interesse; Figur 5C illustrerer typer av egenskaper som kan assosieres med et område av interesse; Figur 6A illustrerer en funksjon som representerer fallvinkelen i forhold til brønnhullet; Figur 6B illustrerer forholdet mellom regioner av interesse og egenskaper og fallvinkel blant de flere asimutale sektorer, og viser både rådata og glattede (filtrerte) data; Figur 7 illustrerer et estimat av datastørrelsessampling som funksjon av DC-verdi for den diskrete cosinus transformasjonen; Figur 8 illustrerer en dataavsøkingsmetode i henhold til den innbakte nulltre bølgekoderen; Figur 9 illustrerer densitetsrådata over 8 sektorer; Figur 10 illustrerer en ukomprimert bilderekonstruksjon ved å bruke foreliggende oppfinnelse med en kompresjon på 300:1; Figur 11 illustrerer en ukomprimert bilderekonstruksjon ved bruk av foreliggende oppfinnelse med en kompresjon på 150:1; Figur 12 illustrerer en ukomprimert bilderekonstruksjon ved bruk av foreliggende oppfinnelse med en kompresjon på 100:1; Figur 13 illustrerer den akkumulerte feilen som funksjon av kompresjonsforholdet; Figur 14 illustrerer rotmiddelkvadrat (RMS)-feilen som funksjon av kompresjonsforholdet; Figur 15 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 16 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; og Figur 17 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.

Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i forbindelse med dens foretrukne utførelsesformer, vil man forstå at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse. Den er ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innenfor rammen av oppfinnelsen slik den er definert i de vedføyde patentkrav.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Figur 3 viser et skjematisk diagram av et boresystem 110 med en brønn-hullsanordning som inneholder et akustisk sensorsystem og overflateanordningen i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 110 et konvensjonelt boretårn 111 reist på et tårndekk 112 som under-støtter et rotasjonsbord 114 som blir rotert ved hjelp av en drivanordning (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 120 som innbefatter en borerør-seksjon 122 strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 114 inn i et borehull 126. En borkrone 150 festet til borestrengen ved den enden som er nede i hullet, bryter opp de geologiske formasjonene når det blir rotert. Borestrengen 120 er koplet til heise-verk 130 via en drivrørsforbindelse 121, en svivel 118 og en line 129 gjennom et system av skiver 127. Under boringsoperasjonene blir heiseverket 130 operert for å styre vekten på borkronen og inntrengningshastigheten av borestrengen 120 inn i borehullet 126. Operasjonen av heiseverket er velkjent på området og blir ikke beskrevet mer detaljert her.

Under boringsoperasjoner blir et egnet borefluid (vanligvis kalt "slam" på området) 131 fra en slamgrop 132 sirkulert undertrykk gjennom borestrengen 120

ved hjelp av en slampumpe 135. Borefluidet 131 passerer fra slampumpen 134 inn i borestrengen 120 via en støtdemper 136, en fluidledning 138 og drivrørskjøten 121. Borefluidet blir ledet ut ved bunnen 151 i borehullet gjennom en åpning i borkronen 150. Borefluidet sirkuleres oppover gjennom ringrommet 127 mellom borestrengen 120 og borehullet 126, og blir ført ut i slamgropen 132 via en returline 135. En rekke sensorer (ikke vist) er fortrinnsvis utplassert på passende måte på overflaten i henhold til kjente fremgangsmåter på området for å tilveiebringe informasjon om forskjellige boringsrelaterte parametere, slik som fluidstrømningshastighet, vekt på borkrone, kraklast, osv.

En overflatestyringsenhet 140 mottar signaler fra brønnhullssensorene og anordninger via en sensor 143 som er plassert i fluidledningen 138, og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner levert til overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boringsparametere og annen informasjon på en fremvisningsmonitor 142, hvilken informasjon blir utnyttet av en opera-tør til å styre boringsoperasjonene. Overflatestyringsenheten 140 inneholderen data-maskin, et lager for lagring av data, en dataregistreringsanordning og andre periferi-enheter. Overflatestyringsenheten 140 innbefatter også modell- og behandlingsdata i henhold til programmerte instruksjoner og som reaksjon på brukerkommandoer inn-ført gjennom passende midler, slik som et tastatur. Styringsenheten 140 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere alarmer 114 når visse utrygge eller uønskede drifts-betingelser inntreffer.

En boremotor eller slammotor 155 som er koplet til borkronen 150 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en lagerenhet 157, roterer borkronen 150 når borefluidet 131 blir ført gjennom slammotoren 155 undertrykk. Lagerenheten 157 under-støtter de radiale og aksiale kreftene på borkronen, den nedad rettede skyvkraft til boremotoren og den reaktive, oppad rettede lasten fra den påførte vekten på borkronen. En stabilisator 158 koplet til lagerenheten 157 virker som en sentrerings-anordning for den nedre del av slammotorenheten.

I den foretrukne utførelsesform av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er brønnhullsdelenheter 159 (også kalt bunnhullsanordninger eller "BHA") som inneholder de forskjellige sensorene og MWD-anordningene for å tilveiebringe informasjon om formasjonen og boringsparametere i borehullet og slammotoren, koplet mellom borkronen 150 og borerøret 122. Bunnhullsanordningen 159 er fortrinnsvis av en modulær konstruksjon ved at de forskjellige anordningene er sammenkoplede seksjoner slik at de enkelte seksjonene kan erstattes når det er ønsket.

Det vises fremdeles til figur 3 hvor bunnhullsanordningen fortrinnsvis også inneholder sensorer for å måle formasjonsresistiviteten nær og/eller foran borkronen, en gammastrålingsanordning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet og anordninger for å bestemme inklinasjonen og asimutverdien til borestrengen. Anordningen 164 for måling av formasjonsresistivitet er fortrinnsvis koplet over den nedre brønnsparkutjevningsenheten 162 som tilveiebringer signaler hvorfra resistiviteten til formasjonen nær eller foran borkronen 150 blir bestemt. En dobbelt forplantningsresistivitetsanordning ("DPR") som har et eller flere par med sender- antenner 166a og 166b atskilt fra et eller flere par med mottakerantenner 168a og 168b, blir brukt. Magnetiske dipoler blir anvendt som opererer i det midlere og nedre høyfrekvensspekteret. Under drift blir utsendt elektromagnetiske bølger forstyrret når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsanordningen 164. Mottakerantennene 168a og 168b detekterer de forstyrrede bølgene. Formasjonsresistivitet blir utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet ved hjelp av en brønnhullskrets som fortrinnsvis er plassert i et hus 170 over slammotoren 155, og overført til overflatestyringsenheten 150 ved å bruke et passende telemetrisystem 172. I tillegg til eller i stedet for forplantningsresistivitetsanordningen kan en egnet induksjonsloggingsanordning brukes til å måle formasjonsresistivitet.

Inklinometeret 174 og gammastrålingsanordningen 176 er på passende måte plassert langs resistivitetsmålingsanordningen 164 for henholdsvis å bestemme inklinasjonen til den del av borestrengen som er nær borkronen 150, og formasjons-gammastrålingsintensiteten. Ethvert passende inklinometer og enhver passende gammastrålingsanordning kan imidlertid benyttes for formålet med foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan en asimutanordning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopisk anordning, benyttes til å bestemme borestrengens asimut-retning. Slike innretninger er kjent på området og blir derfor ikke beskrevet i detalj her. I den ovenfor beskrevne utførelsesformen overfører slammotoren 155 kraft til borkronen 150 via en eller flere hule aksler som løper gjennom resistivitetsmåle-anordningen 164. Den hule akselen gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 155 til borkronen 150. I en alternativ utførelsesform av borestrengen 120 kan slammotoren 155 være innkoplet under resistivitetsmålingsanordningen 164 eller ved et hvilket som helst annet egnet sted.

Borestrengen inneholder en modulær sensorenhet, en motorenhet og brønn-sparkdempende moduler. I en foretrukket utførelsesform innbefatter sensorenheten en resistivitetsanordning, en gammastrålingsanordning og et inklinometer som alle er i et felles hus mellom borkronen og slammotoren. Brønnhullsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter fortrinnsvis en MWD-seksjon 168 som inneholderen nukleær formasjonsresistivitetsmålingsanordning, en nukleær densitetsanordning, et akustisk sensorsystem og et formasjonstestingssystem over slammotoren 164 i huset 178 for å tilveiebringe informasjon som er nyttig for evaluering og testing av undergrunnsformasjoner.

Kabelloggingsverktøy er med hell blitt brukt til å frembringe undergrunnsbilder. For MWD-anvendelser er densitetsverktøymålinger og andre målinger blitt lagret i MWD-verktøyets lager. Undergrunnsbilder og parameterbestemmeiser har derfor vanligvis ikke vært tilgjengelige for sanntidsanvendelser slik som geostyring.

Foreliggende oppfinnelse som sørger for innsamling av parametere av interesse, er diskutert i forbindelse med et densitetsmåleverktøy som utsender nukleær energi, og mer spesielt gammastråler, men fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes på andre typer loggingsinstrumenter (for eksempel akustiske metoder, magnetiske resonansmetoder og elektriske metoder). Gamma-stråle densitetssonder i en kabel er velkjent og omfatter anordninger som innbefatter en gammastrålekilde og en gammastråledetektor, skjermet fra hverandre for å hindre telling av stråling utsendt direkte fra kilden. Under drift av sonden blir gammastråler (eller fotoner) sendt fra kilden ført inn i formasjonen som skal undersøkes, og vekselvirker med de atomiske elektronene til materiale i formasjonen ved fotoelektrisk absorpsjon, ved Compton-spredning eller ved parproduksjon. I fotoelektrisk absorpsjons- og parproduksjonsfenomener blir de spesielle fotonene som inngår i vekselvirkningen, fjernet fra gammastrålen. Instrumenter for å ta målinger av akustiske egenskaper og gammastrålingsdensitet har flere fordeler som er kjent på området, og det skal bemerkes at de beskrevne instrumentene ikke er de eneste instrumentene som kan brukes til å ta slike målinger. Oppfinnelsen er følgelig ikke begrenset til målinger av parametere av interesse tatt ved hjelp av spesielle instrumenter som er beskrevet her.

Foreliggende oppfinnelse sørger for ekstraksjon på overflaten av egenskaps-data som omfatter fallvinkelberegning og overføring av data i halvveis sanntid til overflaten. Overføring av rå eller reduserte undergrunnsdata i nesten sanntid til overflaten, muliggjør beregning av undergrunnsstrukturfallvinkler i halv sanntid eller nesten sanntid for geostyring. Oppfinnelsen kan implementeres i fastvare og/eller programvare nede i hullet. Oppfinnelsen sørger for eksempel for å motta de inn-samlede undergrunnsdataene inndelt i sektorer (foreksempel åtte), dataene blir komprimert, det tilsynelatende fallet kan beregnes, dataene og/eller beregningene kan overføres til overflaten og ukomprimeres for fremvisning. En formasjonslag-grense kan for eksempel vises som en sinusbølge. Et eksempel på et produkt er en brønnhullsanordning med en prosessor med programvare som mottar densitetsdata som kan være inndelt i sektorer (for eksempel i åtte sektorer), komprimerer dataene, beregner den tilsynelatende fallvinkelen og formaterer dataene for overføring, ukomprimerer dataene ved overflaten og formaterer dataene for ytterligere bruk.

Kompresjonsalgoritmen og beregningen av tilsynelatende fallvinkel er basert på egenskaps ekstraksjonskonsepter. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en implementering i tre moduler: i) kompresjon, ii) rekonstruksjon og iii) visning.

Kompresjonsmodulen mottar data (som kan være formatert i blokker) for densiteten til veggavstandssektorene, for eksempel åtte sektorer, sammen med et eventuelt sett med parametere som kan være valgt fra forut bestemte parametere for å kundetilpasse kompresjonen i henhold til brukerens behov og en forhånds-kunnskap om brønnhullsmiljøet. Denne modulen kjøres ned i brønnhullet for å komprimere bilde, kodebilde, beregne parameterne for fallvinkelen, kode parameterne for fallvinkelen, formatere dataene og overføre dataene til telemetrisystemet.

Figur 4 illustrerer et blokkskjema. Rådata 401 sammen med valgte parametere 403 går inn i forbehandlingsmodulen 405. Forbehandlingsmodulen 405 sikrer at dataverdier er i forventede områder, for eksempel at densiteten er i området fra 1,5 g/cm<3>til 3 g/cm<3>. I det tilfelle hvor densitetsdataene har en verdi utenfor dette området, interpolerer forbehandlingsenheten enten dataene eller genererer en segmentering basert på antallet ugyldige datapunkter eller null datapunkter. Forbehandlingsmodulen mottar både dataene og kompresjonsparameterne fra lagringsmodulen, som kan være et flashminne. Parameterne kan være forhåndsbestemte eller levert ved hjelp av en nedover forbindelse.

Forbehandlingsmodulen 405 utfører tre separate oppgaver. Den første oppgaven er å skaffe parameterne til algoritmen. Basert på de nedsendte eller forhåndsbestemte parameterne blir parameterne satt inn i lagre. Algoritmen fører så parameterne til datainnsamlingsprosedyren. En flashminnemodul er en måte som disse parameterne og instruksjonene kan lagres og leveres ifølge foreliggende oppfinnelse.

Den andre oppgaven er datainnsamling. Basert på parameterne for kompresjonen blir pekere som skal genereres for å peke til starten av hver datablokk som må behandles og blokklengdene.

Den tredje oppgaven er å kontrollere densitetsdataverdiene. I noen tilfeller opptrer densitetsdataverdiene i lagre som en nullverdi av mange grunner. Forbehandlingsmodulen 405 anvender den følgende strategi på nullverdien: Hvis antallet avlesninger som inneholder en nullverdi er mindre enn eller lik en valgt verdi, blir en interpolasjon foretatt. Hvis antallet nulldata som inneholder en nullverdi er mer enn den valgte verdien, blir bildet delt i to deler, noe som blir kalt segmentering.

Egenskapsekstraheringsmodulen 407 er i drift hvis den er blitt valgt eller igangsatt (for eksempel i flashlagerparameterne). Egenskapsekstraheringsmodulen genererer en kostnadsfunksjon basert på både endringsretningen og endringen i verdien av parameteren av interesse (for eksempel densitetsdata). Alle maksimums-eller minimumsverdier for denne kostnadsfunksjonen, eller variasjoner av maksima og minima, indikerer de mulige posisjonene for laggrenser, det vil si muligheten for et trekk eller en egenskap. Regionen mellom posisjonen til de to nullene omkring maksimumsverdien eller minimumsverdien som er et resultat av den første deriverte av kostnadsfunksjonen, representerer et område av interesse, det vil si den regionen som sannsynligvis inneholderen eller flere egenskaper av interesse. Blokken med data eller antallet sampler innenfor en kostnadsfunksjon kan være fastsatt vilkårlig. Hvis absoluttverdien av kostnadsfunksjonsverdien er nær eller større enn én, betyr det at det er ett eller flere trekk som deles mellom/blant den aktuelle datablokken og den neste datablokken. Avstanden mellom posisjonen til den siste nullverdien av den første deriverte for kostnadsfunksjonen og slutten av den aktuelle datablokken bestemmer et overlappingsområde. Overlappingsområdet vil bli tilføyd den neste tilstøtende datablokken. Dette garanterer at den neste datablokken vil inneholde en fullstendig egenskap.

Figur 5A illustrerer rådata som inneholder egenskaper av interesse. Figur 5B illustrerer kostnadsfunksjonen som innbefatter egenskapsposisjonen og et område av interesse. Denne egenskapen kan være et "tynt lag" eller en annen undergrunnsstruktur eller lagdelingsgrense.

Ekstrahering av egenskapskarakteristikkene fra kostnadsfunksjonen blir utført ved å undersøke og sammenligne oppførselen til utsvingene av bølgeformen (eller datatrasen) i forhold til en valgt referanse eller i forhold til lokaliserte endringer i kostnadsfunksjonen. Som vist på figur 5B, blir kostnadsfunksjonen analysert for å oppdage parametere som tilfredsstiller alle valgte begrensninger, og frembringer en optimal verdi for å bestemme egenskapene av interesse i kostnadsfunksjonen. Undersøkelsen av kostnadsfunksjonen utarbeider optimalt hvordan de konstruksjons-variable for etterfølgende kjøringer skal utføres. Dette produserer en optimalisert utforming for effektiv egenskapsidentifikasjon og ekstrahering. I det eksemplet som er vist her, spenner regionen av interesse over en bølgeformseksjon med parameter verdier som er området mellom og innbefattende to lokale maksima. Disse lokale maksima inneholder et lokalt minimum, hvilket minimum faller sammen med posisjonen til en egenskap. Passende bølgefunksjoner kan velges for å dekonvolvere egenskapen effektivt for å tegne opp disse maksima og minima for å oppnå egenskapsposisjoner uttrykt ved tid, dybde, fallvinkel eller andre karakteristikker.

Selv om figur 5B illustrerer et område av interesse som spenner over lokale minima, er det tre andre egenskaper av interesse som kan finnes i og omkring området av interesse, hvor trekk er illustrert på figur 5C i forhold til en vilkårlig referanse 509 som utmerker seg forholdsvis positivt fra relativt negative verdier for illustrasjonsformål. Parametere av interesse slik som densitet, kan alle fremskaffes som positive verdier, så det er de lokale variasjonene som varierer omkring en vilkårlig referanse. I tillegg til de lokale minima 501 innbefatter andre egenskapstyper lokale maksima 503, en overgang fra et lokalt maksimum til lokalt minimum 505 og en overgang fra et lokalt minimum til et lokalt maksimum 507. En lokal maksimums-egenskap 503 kan representere et tynt lag med lav densitet; et lokalt minimum 501 kan representere et tynt lag med høy densitet. Om et lag blir kalt "tynt" eller ikke, er selvsagt i forhold til både lagstørrelse og/eller samplingsintervall. Et eksempel på overgang fra lokalt maksimum til lokalt minimum 505 er en trinnvis økning i en densitetsavlesning. Som eksempel på overgang fra lokalt minimum til lokalt maksimum 507 er en trinnvis økning i en densitetsavlesning. Det er mange valg for småbølger som kan brukes til effektivt å identifisere egenskaper innenfor regioner av interesse.

Beregning av tilsynelatende fallvinkel: Fallvinkelberegning er illustrert ved 419 på figur 4. Fordi et plan skjærer en brønnboring som en periodisk funksjon, som passer til en egnet matematisk funksjon, for eksempel en transcendental eller små-bølgefunksjon, til egenskapsposisjonsdataene som illustrert på figur 6A, er rett fram (for eksempel en diskret cosinus transformasjon). Figur 6A illustrerer en funksjon som representerer fallvinkelen 601 i forhold til brønnboringen over flere seksjoner. Fallvinkelfunksjonen 601 langs seksjonene i brønnboringen er i overensstemmelse med egenskapsposisjonene som er blitt bestemt fra analysen av kostnadsfunksjonen. Kostnadsfunksjonen som vist på figur 6B over flere asimutale sektorer, indikerer posisjonen til regionen av interesse hvor en egenskap finnes langs fallvinkelen 601. Hvis kostnadsfunksjonen har en minimumsverdi, betyr det at densitetsdataene er blitt avtakende, og vi vil se etter en lokal minimumsverdi i regionen av interesse. Hvis kostnadsfunksjonen har en maksimumsverdi, betyr det at densitetsdataene er blitt øket, og vi vil se etter et maksimum i regionen av interesse (for eksempel en egenskap slik som 501 på figur 5B og 5C). Figur 6B illustrerer en glattet versjon av dataene med området av interesse generert for hver sektor. Endringsretningen for de lokale densitetsdataene kan under-søkes i de åtte sektorene i både rådataene og de samme åtte sektorene for glattings-dataene som er en glattet versjon av rådataene med område av interesse. For at en beslutning skal tas i forbehandlingen (for eksempel forbehandlingen 405 på figur 4) at det er en egenskap av interesse i en spesiell posisjon, er følgende parametere en ikke-eksklusiv gruppe som kan brukes: 1) tidsplasseringen hvor minimums- eller maksimumsverdien av egenskapen er lokalisert, 2) topp/topp-amplituden til egenskapen (og hvor mange sampler), 3) retningen av den tilsynelatende fallvinkelen i forhold til verktøyet (eller borehullet). Figur 6B viser beregningen av den tilsynelatende fallvinkelen. Fallet kan bestemmes ved å tilpasse en funksjon, for eksempel den funksjonen som er representert ved linjen 601, overlagret på egenskapene i dataene med tilstøtende sektorer av områder av interesse. Avbildningstrasen for ønskede avbildningsegen-skaper av interesse, slik som lagdelingsgrenser eller andre undergrunnsstruktur-grenser, vil oftest krysse borehull med en sinusformet oppførsel. Lagdelingsgrenser vil vise seg som en sinusbølge. Denne sinusformede oppførselen av egenskapene (det vil si 601) gjør det mulig for en datakomprimeringsrelatert algoritme slik som den todimensjonale, diskrete cosinus transformasjonen (DCT) å operere med gode resultater, og for at den tilsynelatende fallvinkelen skal falle ut av komprimerings-prosessen når energi for de transformerte uttrykkene blir minimalisert.

Transformasjon er illustrert ved 409 på figur 4. Den todimensjonale diskrete cosinus transformasjonen (DCT) er blitt brukt som en fremgangsmåte for energi-lokalisering. Den éndimensjonale DCT for en vektor av N er gitt ved ligning (1), for området m til N-1. DCT vil bli beregnet i sektorretningen som da er i tids- eller dybde-dimensjonen.

Siden densitetsdataene ligger i området fra 1,5 g/cm<3>til 3,00 g/cm<3>(innenfor et ganske smalt område), kan den diskrete cosinusverdien (DC-verdien) erstattes med differansen mellom DC-verdien og dens estimat. Estimatverdien til DC er basert på størrelsen av dataene. Figur 7 illustrerer den estimerte DC-verdien til den todimensjonale DCT. x-aksen viser størrelsen av dataene, y-aksen viser den estimerte DC-verdien av den todimensjonale DCT.

Utgangsmatrisen for DCT-koeffisientene inneholder heltall. Signalenergien ligger ved forholdsvis lave frekvenser; disse opptrer i det øvre, venstre hjørne av DCT (tabell 1). De nedre, høyre verdiene representerer høyere frekvenser og er ofte små nok til å bli neglisjert med liten synlig forvrengning. Tabell 1 viser hvordan DCT opererer på 8 x 8 matrisen.

Kvantifisering er illustrert ved 411 på figur 4. Det er et kompromiss mellom avbildningskvalitet og graden av kvantifisering. En stor kvantifiseringstrinnstørrelse kan frembringe uakseptabel stor bildeforvrengning. Denne effekten er maken til kvantifisering av Fourier-rekkekoeffisienter som er for grove; store forvrengninger vil bli resultatet. Finere kvantifisering fører dessverre til lavere kompresjonsforhold. Spørsmålet er hvordan DCT-koeffisientene skal kvantifiseres mest effektivt. På grunn av det menneskelige synets naturlig høye frekvensavrulling, spiller disse frekvensene en mindre viktig rolle enn lave frekvenser. Dette lar JPEG bruke en meget høyere trinnstørrelse forde høyfrekvente koeffisientene, med liten merkbar forringelse av avbildningen.

Kvantifiseringsmatrisen er den 8 x 8-matrisen med trinnstørrelser (noen ganger kalt kvantum) - ett element for hver DCT-koeffisient. Den er vanligvis symmetrisk. Trinnstørrelser vil være små øverst til venstre (lave frekvenser) og store øverst til høyre (høye frekvenser); en trinnstørrelse på 1 er den mest nøyaktige. Kvantifiseringsanordningen inndeler DCT-koeffisienten etter sin tilsvarende størrelse og avrunder den til det nærmeste heltallet. Store kvantifiseringsmatrise koeffisienter driver små koeffisienter ned til null. Resultatet blir: Mange høye frekvenskoeffisienter blir lik null, og blir derfor lettere å kode. De lavfrekvente koeffisientene underkastes bare mindre justeringer. Ved å velge parametrisering av matrisene effektivt, fører nuller blant høyfrekvenskoeffisientene til effektiv kompresjon. Tabell 2 viser kvantifiseringsmatrisen.

Tabell 3 viser de kvantifiserte data som er gitt i tabell 1. Kvantifisering har blitt utført i to trinn: 1) Dynamisk områdereduksjon, 2) EZW (innbakt nulltre-bølge-koder - Embedded Zerotree Wavelet Encoder). En lineær kvantifiserer er blitt brukt. I noen tilfeller har imidlertid noen av koeffisientene en meget stor verdi i forhold til andre koeffisientverdier. Sannsynligvis vil disse verdiene være lokalisert i den første kolonnen med data basert på egenskapen til den todimensjonale DCT. Antallet elementer i den første kolonnen er avhengig av datastørrelsen, men for en data-størrelse med lengde mindre enn 360 viser det seg at hvis det er en stor koeffisient, har de stor sjanse til å opptre i de første åtte elementene i den første kolonnen. Heltallsverdien av de første par koeffisienter vil derfor bli kodet separat og de vil bli erstattet av differansen mellom den aktuelle verdien og den kodede verdien. Resten av dataene vil bli multiplisert med 100 og omformet til heltall, og så vil de bli kvantifisert i henhold til EZW-metoden. Figur 8 viser hvordan EZW-metoden avsøker bildet. Se Embedded Image Coding Using Zerotrees of Wavelet Coefficients, Shapiro, J.M., IEEE Transactions on Signal Processing, vol. 41, nr. 12, desember 1993, eller N.M. Rajpoot og R.G. Wilson, Progressive Image Coding Using Augmented Zerotrees of Wavelet Coefficients, Research Report CS-RR-350, Department of Computer Science, University of Warwick (UK), septemper 1998.

Bildet vil bli avsøkt i flere gjennomganger. I hver gjennomgang vil elementene bli sammenlignet med en terskel. Hvis elementverdiene overskrider terskelen (for eksempel når terskelen er lik 20, men dette vil være data- og/eller område-avhengig) vil de bli erstattet med den aktuelle verdien av elementene minus 1,5 ganger terskelen. Terskelen vil så bli redusert i en forut bestemt rekkefølge, og flere gjennomganger vil bli utført inntil den maksimalt tillate verdien av dataene vil bli oppnådd.

De kvantifiserte dataene kan kodes i forskjellige formater ved 423 på figur 4, avhengig av om et bilde eller bare valgte parametere (for eksempel fallvinkel, egen-skapsdybde og andre tilhørende karakteristikker) skal overføres til overflaten. Det første formatet er for fallvinkeloverføring (for eksempel fra 419 til 421 på figur 4); det andre formatet er for bildeoverføring (som illustrert fra 411 til 421 på figur 4). Et eksempel på fallvinkelparameteret kan kodes som følger: Bufferstørrelsen vil bli satt til 6 dataord (byte). Den første biten som er null, indikerer at pakken har fallvinkel-data, de neste 17 bitene indikerer det tidspunkt da minimumsverdien av egenskapen har inntruffet, de neste 8 bitene indikerer amplituden til egenskapen, og de neste tre bitene indikerer den sektoren hvor maksimumsverdien har inntruffet. Etter at dataene er kodet og formatert, kan dataene videre formateres og komprimert og kodes slik at de kodede, komprimerte verdiene blir tilført (425, figur 3) til en valgt posisjon i et telemetriformat for overføring (413, figur 4) til registreringsenheten på overflaten.

Hvis dataene er for et bilde, vil den første biten i koden være T som indikerer at bildet har data fulgt av 17 biter for tidspunktet for de første data, fulgt av noen ekstra plasser, så dataene. Dataene vil være kodet i deler: 1) Den dynamiske avstandsreduksjonskoden; 2) EZW-koden. Den dynamiske avstandsreduksjonskoden: De første åtte datapunktene som tildeler tre biter for hvert punkt. Hvis data-punktet har en maksimumsverdi indikerer det at den neste verdien skal adderes til den nåværende verdien for den aktuelle dataverdien. Utgangen fra EZW er en av de fire symbolene (P, N, Z og T). Hvor symbolet T har størst sannsynlighet for å bli funnet i dataene, skal T tildeles verdien 0, Z skal tildeles 10, N skal tildeles 110 og P skal tildeles 111.

EZW (Embedded Zerotree Wavelet Encoder) kan være ineffektiv når den blir brukt med DCT-koeffisienter. Ved å omordne DCT-blokkene i en spesiell rekkefølge, blir det imidlertid mulig å bruke EZW med DCT på en meget effektiv måte, og derved videre å overføre data i mange oppløsninger slik at et antall oppløsninger av dataene kan overføres og rekombineres i henhold til den ultimate oppløsningen som er

ønsket. Den diskrete cosinus transformasjonen kan brukes for multioppløsningsbilde-kompresjon for å komprimere og dekomprimere bilde med lave beregninger sammenlignet med småbølger. Det muliggjør overføring av et eller flere oppløsningsnivåer av det komprimerte bilde i en støykanal, og mulig tap av bare ett oppløsningsnivå eller delvis oppløsningsnivå som skyldes støy i stedet for tap av hele bildet. Bildene og/eller de komprimerte bildene kan også lagres i lagre (for eksempel i flashminne) ned i hullet i et format med høy oppløsning slik at brukeren kan overføre bare oppløsningen eller antallet med oppløsninger som er nødvendig eller ønsket per bilde basert på innstillingen for algoritmeparameterne.

Matriseomordning: Inngangsbildet vil bli delt i N x N blokker, og DCT vil bli brukt på hver blokk. DC-koeffisient for hver blokk vil bli erstattet av differansen mellom DC-koeffisienten og dens estimerte verdi. De nye DCT-matrisene vil bli omordnet i en ny matrise som er egnet for LZW. Tabell 5 og tabell 6 viser to blokker for en DCT-matrise. De to blokkene i DCT vil bli arrangert i en ny matrise som følger.

Den første kolonnen i DCT-blokken vil bli den første raden i den nye hvis dimensjonene til den nye matrisen tillater det, hvis ikke vil den starte fra den neste raden i den nye matrisen. De andre kolonnene i DCT-blokkene i den nye matrisen som ovenfor inntil alle DCT-blokkene er bitt avsøkt. Den nye matrisen kan ikke være symmetrisk, men LSW kan virke i en ikke-symmetrisk matrise og likevel gi kompresjonsforhold høyere enn JPEG. En symmetrisk matrise gir meget høyere kompresjonsforhold. Tabell 6 viser den nye matrisen etter rotasjon av to DCT-blokker.

Bildet vil bli avsøkt i flere gjennomkjøringer hvor hvert element i hver gjennomkjøring vil bli indikert hvis det er over en terskel hvor terskelen hvis den er over terskelen, vil bli erstattet av den aktuelle verdien av elementene minus 1,5 ganger terskelen. Terskelen vil bli redusert i en forut bestemt rekkefølge, og flere gjennomkjøringer vil bli utført inntil den maksimalt tillatte størrelse av dataene vil være oppnådd.

Rekonstruksjonsmodul: Den andre modulen kjøres på overflaten. Modulen mottar en eller flere blokker med binære tall som blir overført, og en kopi av de utvalgte parameterne. Den andre modulen kan for eksempel implementeres som en utførbar fil ved bruk av Matlab.

Utgangen fra den andre modulen kan være en ASCII-fil som representerer bilde av tidsbaser. Den andre modulen koder den eller de mottatte blokkene med data og bestemmer om dataene representerer et bilde eller representerer parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen. Hvis de mottatte blokkene er et bilde, genererer den andre modulen en ASCII-fil. Den første raden i ASCII-filen representerer tidspunktet for hver avlesning i de neste åtte kolonnene. Den første kolonnen har tiden (hh:mm:ss), og den andre kolonnen til den niende kolonnen har densitetsdataene som representerer bilde.

Datarekonstruksjon: Den utførbare filen på overflaten mottar datapakken og parameteren som er blitt innsendt. Hvis den første biten er null, genererer de tilsynelatende fallvinkelparameterne. Hvis den første biten i dataene er én, ekstra-herer den bildet. Figur 9 viser rådata som er blitt komprimert med tre kompresjons-nivåer ved bruk av en fleroppløsnings kompresjonsalgoritme i likhet med den diskrete cosinus transformasjonen. Figur 10 viser dataene ved en oppløsning som er blitt komprimert med et forholdsvis høyt kompresjonsnivå (med en kompresjon på 300:1). Figur 11 viser dataene som er blitt komprimert med et middels kompresjonsforhold (med en kompresjon på 150:1). Figur 12 viser de data som er blitt komprimert med et forholdsvis lavt kompresjonsforhold (en kompresjon på 100:1 eller tre ganger så mange data som på figur 10).

Visningsmodul: Det bilde som representerer strukturen til undergrunnen slik at den kan være mer hensiktsmessig for å fargekartlegge bildet med "jordtone"-farger. På grunn av det menneskelige synets naturlige høyfrekvente dempning, spiller disse frekvensene en mindre viktig rolle enn lavfrekvenser. Densitetsdataene representerer bilder med lav oppløsning, så det kan være mer hensiktsmessig å glatte bildet i dybderetningen før det fremvises. Også asimutalt sektoriserte logge-data kan interpoleres for å generere et glattet bilde i både dybderetningen og i asimut-retningen. En passende lineær interpolasjon og fargekartleggingsskjema kan være implementert. Laggrenser vil vises som sinusbølger.

Feilanalyse: En av de mest utfordrende problemer ved bildekompresjon er å måle kvaliteten av bilde uttrykt ved feil. Selv mesteparten av de vanlige feilanalysene gir en indikasjon på mengden av feil i bilde, er det nødvendig at et bilde med mindre feilmåling ser bedre ut enn et bilde med høyere feilmåling.

Eksempler på to kriterier som er blitt brukt til å måle feilen i bildet, er vist i ligning 2 og ligning 3.

Feilmålingen måler ikke bildekvaliteten særlig nøyaktig. Figur 13 viser den akkumulerte feilen som funksjon av kompresjonsforholdet, og figur 14 viser rotmiddel-kvadratfeilen (RMS-feilen) som funksjon av kompresjonsforholdet. Brukerens behov endres i forhold til høringsforholdene. For å konfigurere verktøyet i henhold til brukerens behov, må verktøyet konfigureres enten på overflaten eller spontant ved hjelp av en nedover forbindelse.

På overflaten: En parametertabell kan oppdateres på overflaten. I tilfeller hvor parametertabellen ikke er blitt oppdatert, vil systemet se normalverdier eller forhåndsbestemte verdier.

Nedforbindelse: For å konfigurere systemet i farten, blir nedforbindelses-kommandoer nødvendige. I tilfeller hvor verktøyet ikke er blitt konfigurert på overflaten, kan en ny konfigurasjon bli sendt med en nedforbindelseskommando. Dataene kan være umiddelbart tilgjengelige for bruk. De tilgjengelige konfigurasjons-mulighetene er som i de følgende eksempler:

Den del av densitetsdataene som må overføres:

a. Den siste blokken fra den aktuelle posisjonen i buffere; blokkstørrelsen

er 8<*>128

b. De siste N-blokkene

c. Hele bildet

d. Regionen/regionene hvor den eller de siste egenskapene er blitt

lokalisert.

e. Parameterne eller karakteristikkene for den tilsynelatende fallvinkelen. Kompresjonsnivå for hele bildet

a. Lav kompresjon (for eksempel 60:1)

b. Middels kompresjon (for eksempel 90:1)

c. Høy kompresjon (for eksempel 150:1)

Fremgangsmåten for dataoverføring

a. På kommando, det vil si nedover forbindelse

b. Periodisk funksjon generert av styringsanordningen Periodefunksjonen vil bli aktivert/deaktivert på overflaten og/eller bli konfigurert ved hjelp av en nedad rettet kommando. Periodefunksjonskommandoene er:

i. Hver effekt for overføring av den siste datablokken

ii. Hver effekt for overføring av det siste området av interesse

iii. Hver effekt for overføring av parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen. iv. Hver effekt for overføring av en kombinasjon av det ovennevnte

v. Når bildet er tilgjengelig (det vil si hvert 1280 sekund).

vi. Når regionen av interesse er tilgjengelig (det vil si kontroll hvert 1280 sekund) vii. Når parameterne for den tilsynelatende fallvinkelen er tilgjengelig, det vil si hvert 320 sekund.

Som illustrert på figur 15 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å logge en grunnformasjon og samle inn undergrunnsinformasjon hvor et loggeverktøy blir transportert i borehullet 1502 for å fremskaffe parametere 1504 av interesse. Parameterne av interesse som er fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Etter behov blir en veggavstand og asimutverdi tilknyttet måledataene fremskaffet 1506 og korreksjoner blir utført. De korrigerte dataene kan filtreres og/eller glattes etter behov. Parameterne av interesse i forbindelse med asimutale sektorer, er formet i et antall kostnadsfunksjoner 1508 hvorfra regioner av interesse blir bestemt, 1510 for å finne karakteristikkene til egenskapene av interesse i regionene. For innledende opptegning av regioner av interesse og tilhørende egenskaper, danner kostnadsfunksjonene også et antall sektorer som kan kombineres for effektivt å fremskaffe mulige områder for kostnadsfunksjonene. Egenskapene kan bestemmes for å oppnå tids- eller dybdeposisjoner av laggrenser og fallvinkelen, 1512, til borehullet i forhold til undergrunnsstrukturer, så vel som orienteringen av loggingsutstyret og under-grunnsstrukturen. Karakteristikken ved egenskapene innbefatter tid, dybde, fall av undergrunnsstruktur. Regionene av interesse kan generelt værekarakteriserti henhold til oppførselen av regionene i nærheten av forskjellige undergrunnsegenskaper. En respons fra et tynt lag kan for eksempel karakteriseres som vist på figur 5B hvor regionen av interesse spenner over to positive lokale amplitude-maksima med et lokalt minimum mellom maksimumsverdiene. Dette er nærmere illustrert på figur 5C ved området av interesse 501. Figur 5C illustrerer fire typer områder av interesse som har egenskaper som kan identifiseres, og illustrerer hvordan egenskapene er disponert omkring en vilkårlig referanse 509. Den inverse verdien av situasjonen 501 er illustrert ved område 503 av interesse hvor to minimumsverdier omslutter en maksimumsverdi. Område 505 av interesse illustrerer situasjonen hvor en egenskap finnes mellom et område med maksimumsverdier som har en forholdsvis hurtig overgang til minimumsverdier. Området 507 av interesse illustrerer den situasjon hvor en egenskap finnes mellom et område med minimumsverdier som har en forholdsvis hurtig overgang til maksimumsverdier.

Som illustrert på figur 16 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å logge en grunnformasjon og fremskaffe et antall parametere av interesse for en grunnformasjon 1602 som gjennomtrenges av et brønnhull, ved asimutalt atskilte posisjoner i brønnhullet, og som definerer et antall asimutale sektorer i forbindelse med parameterne av interesse. Parameterne av interesse som er fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Antall av kostnadsfunksjoner 1604 blir bestemt fra antallet parametere av interesse i forbindelse med de asimutale sektorene. Egenskaper og trekk blir bestemt i antallet kostnadsfunksjoner 1606. En fallvinkel blir bestemt fra egenskapene 1608 som er bestemt fra kostnadsfunksjonene. Fallvinkelen blir så kodet, 1610, og overført til overflateregistreringsenheten for videre bruk.

Som illustrert på figur 17 tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for logging av en grunnformasjon og innsamling av undergrunnsinformasjon hvor et loggeverktøy blir transportert i borehullet 1702 for å fremskaffe parametere 1704 av interesse. Parameterne av interesse som er fremskaffet, kan være densitet, akustiske, magnetiske eller elektriske verdier som kjent på området. Etter behov blir en veggavstand og asimutverdi i forbindelse med målingene fremskaffet 1706 og korreksjoner blir utført. De korrigerte dataene kan filtreres og/eller glattes etter behov. Ved dette punkt kan parameterne av interesse i forbindelse med asimutale sektorer kodes ved et antall oppløsninger ved å bruke en diskret cosinus transformasjon til å oppnå kodede data 1708 som kan overføres til overflaten 1710. Figurene 10, 11 og 12 viser rekombinasjonen av antallet opp-løsninger som kompresjonsendringene fra 300:1 på figur 10, 150:1 på figur 11 og tilslutt 100:1 som den tredje oppløsningsinngangen som kombineres.

Selv om den foregående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne utførelses-formene av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være opplagte for fagkyndige på området. Det er ment at alle variasjoner innenfor rammen av de vedføyde patentkrav skal være omfattet av den foregående beskrivelse.

Claims (13)

1. Fremgangsmåte for logging av en grunnformasjon (1602), omfattende trinn med å: (a) å transportere et loggeverktøy inn i et borehull (126, 1502, 1702) i grunnformasjonen, og å rotere verktøyet deri; (b) å foreta et antall målinger av en parameter (1504, 1704) av interesse for grunnformasjonen under rotasjon av verktøyet; (c) å bestemme en asimutverdi tilknyttet hver av målingene; (d) å bestemme minst én kostnadsfunksjon (1508, 1604,1606) relatert til antallet målinger, hvor den minst ene kostnadsfunksjonen er basert i det minste delvis på: (A) en endring i en verdi av parameteren av interesse, og (B) en endring av retningen i verdien til parameteren av interesse; (e) å bestemme, fra den minst ene kostnadsfunksjonen, minst ett område (501, 503, 505, 507) av interesse; (f) å overføre data som indikerer det minst ene område av interesse til et overflatested; og (g) å produsere et bilde av formasjonen ved å bruke de overførte data.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å bestemme en fallvinkel (601) i forhold til borehullet ved å tilpasse en valgt matematisk funksjon til et delsett av antallet målinger i forbindelse med området av interesse.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor den valgte matematiske funksjonen er en diskret cosinus transformasjon.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor området av interesse videre omfatter en egenskap av interesse, hvor egenskapen av interesse er valgt fra den gruppe som består av: (i) et lokalt minimum, (ii) et lokalt maksimum, (iii) en overgang fra et lokalt maksimum til et lokalt minimum, og (iv) en overgang fra et lokalt minimum til et lokalt maksimum.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor parameteren av interesse er valgt fra den gruppe som består av: i) densitet, ii) porøsitet, iii) elektrisk resistivitet, iv) en kjernemagnetisk resonansegenskap, og v) akustisk reflektans.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende komprimering av det bestemte området av interesse ved bruk av en diskret cosinus transformasjon for multioppløsningsbildekompresjon.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: i) å transformere området av interesse ved å bruke en matematisk funksjon til å frembringe transformasjons-ledd; ii) å bestemme en geografisk orientering av asimutale sektorer; iii) å justere de tilsvarende asimutale orienteringer med hensyn til en bane for borehullet for å tilveiebringe en orientering av transformasjonsleddene i forhold til en valgt geografisk referanse; og iv) å fremkalle et bilde fra de transformerte leddene med hensyn til den valgte geografiske referansen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å fremvise området av interesse som en sinus-bølge.

9. Anordning for logging under boring av et borehull (126, 1502, 1702) i en grunnformasjon (1602), hvor anordningen omfatter: (a) en bunnhullsanordning (BHA) som transporteres i borehullet; (b) en sensor, båret av bunnhullsanordningen, som er konfigurert til å ta målinger av en parameter (1504,1704) av interesse i grunnformasjonen; (c) en nedihullsprosessor som er konfigurert til å bestemme minst én kostnadsfunksjon (1508, 1604, 1606) relatert til målingene, idet den minst ene kostnadsfunksjonen er basert i det minste delvis på: (A) en endring i en verdi av parameteren av interesse, og (B) en retning for endringen i verdien av parameteren av interesse, hvor nedihullsprosessoren videre er konfigurert til å bestemme, fra kostnadsfunksjonen, minst ett område (501, 503, 505, 507) av interesse, og til å overføre kodede data som er relatert til det minst ene område av interesse, til et overflatested; og (d) en overflateprosessor som er konfigurert til å produsere et bilde av undergrunnen ved å bruke de overførte data.

10. Anordning ifølge krav 9, hvor sensoren er valgt fra den gruppe som består av: i) en densitetssensor, ii) en porøsitetssensor, iii) en elektrisk resistivitetssensor, iv) en kjernemagnetisk resonansegenskapssensor, og v) en akustisk reflektans-sensor.

11. Anordning ifølge krav 9, videre omfattende et telemetrisystem egnet for å kommunisere data til en overflateregistreringsenhet.

12. Anordning ifølge krav 9, hvor prosessoren videre er konfigurert til å bestemme en fallvinkel (601) i forhold til borehullet ved å tilpasse en valgt matematisk funksjon til et delsett av antallet målinger i forbindelse med området av interesse.

13. Anordning ifølge krav 9, hvor området av interesse videre omfatter en egenskap av interesse, og hvor egenskapen av interesse er valgt fra den gruppe som består av: (i) en lokal minimumsverdi, (ii) en lokal maksimumsverdi, (iii) en overgang fra en lokal minimumsverdi til en lokal maksimumsverdi, og (iv) en overgang fra en lokal maksimumsverdi til en lokal minimumsverdi.