NO335416B1 - Tools and methods for measuring resistivity and dielectric constant during well drilling, as well as for laboratory drill cores - Google Patents

Abstract

Et meget nøyaktig, fullt utlignet, høyoppløst bølgepropageringssystem for å måle fluiders eller faststoffers di-elektriske konstant og resistivitet i en sylindrisk innlukning, samt en fremgangsmåte for å måle borekjerneegenskaper på stedet eller i et laboratorium. En utførelsesform av oppfinnelsen bygger på bølger som propageres fra transmittere (43, 49) ovenfor og nedenfor to adskilte mottakere (45, 47) som overfører og mottar elektromagnetiske bølger via spalter på den indre periferien av en sylinderstruktur. Dataene behandles så i en CPU, enten nedihulls for senere bruk, eller på overflaten for sanntidsovervåkning.A very accurate, fully equalized, high-resolution wave propagation system for measuring the dielectric constant and resistivity of fluids or solids in a cylindrical enclosure, as well as a method for measuring on-site drilling core properties or in a laboratory. An embodiment of the invention is based on waves propagated from transmitters (43, 49) above and below two separate receivers (45, 47) which transmit and receive electromagnetic waves via slots on the inner periphery of a cylinder structure. The data is then processed in a CPU, either downhole for later use, or on the surface for real-time monitoring.

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt verktøy for måling under boring og nærmere bestemt verktøy for å måle resistivitet og di-elektrisk konstant. The present invention generally relates to tools for measurement during drilling and more specifically to tools for measuring resistivity and dielectric constant.

Boring av oljebrønner er et svært kostbart foretak. Jo større sikkerhet man har for at en bestemt formasjon vil være produktiv, desto lettere vil det være for et bore-selskap å ta på seg den finansielle risiko som er tilknyttet boreoperasjonen. Teknologien har kommet til det punkt at man kan erverve seg informativ data for å bestemme levedyktigheten til en brønn. To kjente metoder for formasjonsevaluering er nedihulls måling under boring (såkalt MWD - Measuring White Drilling) og kjerne-prøver. I MWD-metoden måler nedihulls instrumentering bestemte parametere av formasjonen som ligger rundt borestammen. I kjerneprøvemetoden anvendes en spesiell borkrone som gjør det mulig å ta opp et parti av formasjonen for evaluering ved hjelp av overflatemålingsinnretninger. I visse tilfeller anvendes instrumenteringen for MWD samtidig som det tas ut kjerneprøver for å måle egenskapene til den omkringliggende formasjonen for senere sammenligning med kjerneprøvedata som er registrert på overflaten. Drilling oil wells is a very expensive undertaking. The greater the certainty that a particular formation will be productive, the easier it will be for a drilling company to take on the financial risk associated with the drilling operation. The technology has reached the point where informative data can be acquired to determine the viability of a well. Two well-known methods for formation evaluation are downhole measurement during drilling (so-called MWD - Measuring White Drilling) and core samples. In the MWD method, downhole instrumentation measures certain parameters of the formation surrounding the drill stem. In the core test method, a special drill bit is used which makes it possible to take up a part of the formation for evaluation using surface measurement devices. In certain cases, the instrumentation for MWD is used at the same time as core samples are taken to measure the properties of the surrounding formation for later comparison with core sample data recorded at the surface.

En teknikk som anvendes for å evaluere formasjonen som ligger omkring et borehull i jorden, er å måle formasjonens resistivitet og di-elektriske konstant. Porøse formasjoner med høy resistivitet og di-elektrisk konstant angir generelt tilstede-værelsen av hydrokarboner, mens porøse formasjoner med lav resistivitet og di-elektrisk konstant er ofte mettet med vann og inneholder ingen hydrokarboner. A technique used to evaluate the formation surrounding a borehole in the earth is to measure the formation's resistivity and dielectric constant. Porous formations with high resistivity and dielectric constant generally indicate the presence of hydrocarbons, while porous formations with low resistivity and dielectric constant are often saturated with water and contain no hydrocarbons.

Verktøyet som brukes for å måle disse formasjonsegenskapene under boring anvender typisk et bølgepropageringsverktøy for å måle faseforsinkelse og demping av elektromagnetiske bølger som propagerer i formasjoner over et forhåndsbestemt mellomrom. Slike innretninger er beskrevet i detalj i US 3,551,797 og US 4,968,940. Alle konvensjonelle innretninger for bruk under boring anvender antenner på utsiden av en borekrans for å overføre eller motta signaler. Det jobbes med hele tiden mot stadig større datanøyaktighet som er mer pålitelig. The tool used to measure these formation properties during drilling typically uses a wave propagation tool to measure the phase delay and attenuation of electromagnetic waves propagating in formations over a predetermined space. Such devices are described in detail in US 3,551,797 and US 4,968,940. All conventional devices for use during drilling use antennas on the outside of a drill bit to transmit or receive signals. We are constantly working towards ever greater data accuracy that is more reliable.

Metodene for evaluering av kjerneprøvene, med hensyn til geofysiske parametere av interesse for fagmannen i oljebrønnsboring anvender for eksempel den naturlige radioaktiviteten i kjerneprøven, absorbsjonen av en kjent stråling fra en kjent kilde anordnet i nærheten av kjerneprøven og væskemetningsverdien til kjerne-prøven (som måles ved induksjon). The methods for evaluating the core samples, with regard to geophysical parameters of interest to the oil well drilling expert use, for example, the natural radioactivity in the core sample, the absorption of a known radiation from a known source located near the core sample and the liquid saturation value of the core sample (which is measured by induction).

Til nå har denne typen parametere blitt målt og/eller detektert ved først å trekke ut en kjerneprøve og så anordne denne hovedsakelig horisontalt på bakken, for så å bevege en vogn utstyrt med måleinstrumentet eller -instrumenter manuelt langs kjerneprøven. Until now, this type of parameter has been measured and/or detected by first extracting a core sample and then arranging it mainly horizontally on the ground, then moving a cart equipped with the measuring instrument or instruments manually along the core sample.

Parametere av ovennevnte type kan påvirkes av kjerneprøvens omgivelser under måletiden, eller så kan tilsvarende parametere fra omgivelsene legges til de tilsvarende parameterne til kjerneprøven under målingen av denne. Når kjerneprøven er anordnet horisontalt, der en av sidene er nærmere bakken enn den andre, vil dermed denne forskjellen i avstand kunne påvirke resultatet av målingen eller så kan bakken påvirke instrumentene som følge av dens nærhet, idet denne påvirkningen skjer i økende grad ettersom nærheten er asymmetrisk i forhold til kjerneprøve-massen som helhet. I det hele tatt gjør mangelen på tilgjengelighet til kjerneprøven det vanskelig å optimalisere målingen. Parameters of the above type can be affected by the core sample's surroundings during the measurement time, or corresponding parameters from the surroundings can be added to the corresponding parameters of the core sample during its measurement. When the core sample is arranged horizontally, where one of the sides is closer to the ground than the other, this difference in distance can therefore affect the result of the measurement or the ground can affect the instruments as a result of its proximity, this influence occurring to an increasing degree as the proximity is asymmetrical in relation to the core sample mass as a whole. In general, the lack of availability of the core sample makes it difficult to optimize the measurement.

US 4,996,489 beskriver en teknikk for måling av kompleks di-elektrisk konstant av bergartskjerneprøver i et laboratorium. US 4,996,489 describes a technique for measuring the complex dielectric constant of rock core samples in a laboratory.

US 6,003,620 vedrører en metode for nedihulls in-situ-måling av fysiske og kjemiske egenskaper omfattende fluidmetning av kjerner under kjerneboring. US 6,003,620 relates to a method for downhole in-situ measurement of physical and chemical properties including fluid saturation of cores during core drilling.

Den foreliggende oppfinnelse kombinerer fordelene forbundet med kjerne-prøven med fordelene med MWD for dermed å tilveiebringe et apparat og fremgangsmåte for å bestemme egenskapene til en kjerneprøve mens prøven befinner seg i sine opprinnelige omgivelser med den opprinnelige orientering i forhold til den omkringliggende formasjonen. The present invention combines the advantages associated with the core sample with the advantages of MWD to thereby provide an apparatus and method for determining the properties of a core sample while the sample is in its original environment with its original orientation relative to the surrounding formation.

Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. The main features of the invention appear from the independent patent claims. Further features of the invention are indicated in the independent claims.

Det er et generelt formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et forbedret verktøy for måling under boring (MWD) og en fremgangsmåte for å erverve meget nøyaktige data med hensyn til parametere som resistivitet og di-elektrisk konstant av faststoffer, væsker eller en kombinasjon av disse, det være seg strømmende eller stasjonære under brønnboring eller i et laboratorium. It is a general object of the present invention to provide an improved tool for measuring while drilling (MWD) and a method for acquiring highly accurate data with respect to parameters such as resistivity and dielectric constant of solids, liquids or a combination thereof , whether flowing or stationary during well drilling or in a laboratory.

Dette formålet kan oppnås med en utførelsesform der kjerneprøvemålingen skjer på stedet, der en kjerneprøve måles innenfor kjerneprøvehulrommet til en bore-stamme ved å anordne en mottaksantenne, et antall transmittere og et antall mottakere i en kjernestrengsstamme, slik at de elektromagnetiske bølgene propagerer gjennom kjerneprøven innenfor kjerneprøvehulrommet i stedet for formasjonen omkring borestammen. This purpose can be achieved with an embodiment where the core sample measurement takes place on site, where a core sample is measured within the core sample cavity of a drill stem by arranging a receiving antenna, a number of transmitters and a number of receivers in a core string stem, so that the electromagnetic waves propagate through the core sample within the core test cavity instead of the formation around the drill stem.

Dette formålet kan også oppnås i et laboratoriumsmiljø ved hjelp av et sylindrisk hulrom som inneholder prøven som skal måles. Det sylindriske hulrommet er forsynt med elektromagnetbølge-propageringsinstrumentering som angitt i forbindelse med ovennevnte boresystem. Andre trekk og fordeler vil forstås av følgende detaljerte beskrivelse. This purpose can also be achieved in a laboratory environment by means of a cylindrical cavity containing the sample to be measured. The cylindrical cavity is provided with electromagnetic wave propagation instrumentation as indicated in connection with the above drilling system. Other features and benefits will be understood from the following detailed description.

Fig. 1 viser et boresystem. Fig. 1 shows a drilling system.

Fig. 2A viser et forenklet riss av et tidligere kjent målesystem. Fig. 2A shows a simplified diagram of a previously known measuring system.

Fig. 2B viser et forenklet riss av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2B shows a simplified outline of the present invention.

Fig. 3A viser et detaljert riss, delvis i snitt, av dataervervelsespartiet ifølge den foreliggende oppfinnelse sammen med en prøve. Fig. 3B viser et forstørret tverrsnittsriss av åpning ifølge oppfinnelsen. Fig. 3A shows a detailed view, partially in section, of the data acquisition part according to the present invention together with a sample. Fig. 3B shows an enlarged cross-sectional view of the opening according to the invention.

Foreliggende oppfinnelse er et meget nøyaktig, fullt utlignet, høyt romoppløst bølgepropageringssystem for å måle di-elektrisk konstant og resistivitet av fluider eller faststoffer i en sylindrisk innlukning. Systemet kan brukes for å måle borekjerne-egenskapene på stedet eller i et laboratorium og kan også brukes for å måle fluider, faststoffer eller kombinasjoner av disse, enten strømmende eller stasjonære, på innsiden av det sylindriske hulrommet. Systematisk ukjente variabler som påvirker målinger har ført til unøyaktigheter i andre resistivitets- og di-elektrisk konstant-målingssystemer. En utførelsesform av foreliggende oppfinnelse baserer seg på at bølger propageres fra transmittere som er adskilt symmetrisk over og under to adskilte mottakere som står i elektromagnetisk kontakt via spalter på den indre periferi av en sylindrisk struktur. The present invention is a highly accurate, fully compensated, highly spatially resolved wave propagation system for measuring the dielectric constant and resistivity of fluids or solids in a cylindrical enclosure. The system can be used to measure drill core properties on site or in a laboratory and can also be used to measure fluids, solids or combinations of these, either flowing or stationary, inside the cylindrical cavity. Systematic unknown variables affecting measurements have led to inaccuracies in other resistivity and dielectric constant measurement systems. An embodiment of the present invention is based on waves being propagated from transmitters which are separated symmetrically above and below two separate receivers which are in electromagnetic contact via slits on the inner periphery of a cylindrical structure.

Det følgende skal beskrives under henvisning til fig. 1, som viser et totalt sett samtidig bore- og loggesystem som innbefatter et elektromagnetisk bølge-propageringsmålesystem for å måle resistivitet og di-elektrisk konstant ifølge den foreliggende oppfinnelse. The following shall be described with reference to fig. 1, which shows an overall simultaneous drilling and logging system incorporating an electromagnetic wave propagation measurement system for measuring resistivity and dielectric constant according to the present invention.

En brønn 1 bores ned i jorden under styring av overflateutstyr som omfatter en roterende borerigg 3. Ifølge en konvensjonell anordning omfatter riggen 3 et boretårn 5, boretårnsgulv 7, heiseverktøy 9, krok 11, en kelly-forbindelse 15, et roterende bor 17, samt en borestreng 19 som omfatter borerør 21 som er festet til den nedre enden av kelly-forbindelsen 15 og den øvre enden av et parti av borekranser omfattende en øvre borekrans 23, en mellomliggende borekrans (ikke vist separat) og en nedre borekrans som danner et målerør 25 umiddelbart under det mellomliggende overgangsstykket. En borkrone 26 bæres av den nedre enden av målerøret 25. Under brønnboringsoperasjoner utgjøres borkronen av en konvensjonell krone når hoved-hensikten er å nå en ønsket dybde. Denne konvensjonelle borkronen erstattes av en kjernekrone når kjerneprøvene skal tas. Hensikten med borkronen er å erverve en prøve av borehullet innenfor borestillingen. Boreprøven føres typisk til overflaten for prøving og analyse for å bestemme egenskapene til formasjonen ved den dybden som kjerneprøven er tatt fra. Forholdet mellom foreliggende oppfinnelse og dagens boremålingssystemer og kjernemålingssystemer vil forklares senere i denne beskrivelsen. A well 1 is drilled into the earth under the control of surface equipment comprising a rotating drilling rig 3. According to a conventional arrangement, the rig 3 comprises a derrick 5, derrick floor 7, hoisting tool 9, hook 11, a kelly connection 15, a rotary drill 17, as well as a drill string 19 comprising drill pipe 21 which is attached to the lower end of the kelly connection 15 and the upper end of a batch of drill rings comprising an upper drill ring 23, an intermediate drill ring (not shown separately) and a lower drill ring forming a gauge pipe 25 immediately below the intermediate transition piece. A drill bit 26 is carried by the lower end of the measuring pipe 25. During well drilling operations, the drill bit is made up of a conventional bit when the main purpose is to reach a desired depth. This conventional drill bit is replaced by a core bit when the core samples are to be taken. The purpose of the drill bit is to acquire a sample of the borehole within the drill position. The drill sample is typically taken to the surface for testing and analysis to determine the properties of the formation at the depth from which the core sample was taken. The relationship between the present invention and current bore measurement systems and core measurement systems will be explained later in this description.

Borefluid, eller slam som det vanligvis kalles, sirkuleres fra en slamgrop 27 gjennom en slampumpe 29, gjennom en trykksvingningsregulator 31, gjennom en slamtilførselslinje 33 og inn i svivelen 13. Boreslammet strømmer så ned gjennom kelly-forbindelsen 15, en aksiell, sentral boring i borestrengen og gjennom dyser (ikke vist) i den nedre flaten av borkronen. Boreslammet strømmer opp gjennom ring-rommet mellom den ytre flaten av borestrengen og den indre flaten av borehullet slik at det kan sirkuleres til overflaten hvor det returneres til slamgropen gjennom en slamreturlinje 35. En vibrasjonssikt (ikke vist) separerer borekaksen fra boreslammet før slammet returneres til slamgropen. Drilling fluid, or mud as it is commonly called, is circulated from a mud pit 27 through a mud pump 29, through a pressure fluctuation regulator 31, through a mud supply line 33 and into the swivel 13. The drilling mud then flows down through the kelly connection 15, an axial, central bore in the drill string and through nozzles (not shown) in the lower surface of the drill bit. The drilling mud flows up through the annulus between the outer surface of the drill string and the inner surface of the borehole so that it can be circulated to the surface where it is returned to the mud pit through a mud return line 35. A vibrating screen (not shown) separates the cuttings from the drilling mud before the mud is returned to the mud pit.

Det samlede systemet på fig. 1 bruker slampulstelemetriteknikker for å over-føre nedihulls data til overflaten under boreoperasjonene. En transduser 37 i slam-tilførselslinjen 33 mottar data ved overflaten. Denne transduseren genererer elektriske signaler som respons til trykkvariasjoner i boreslammet og de elektriske signalene overføres av en overflateleder 39 til et elektronisk databehandlingssystem 41 på overflaten. The overall system of fig. 1 uses mud pulse telemetry techniques to transmit downhole data to the surface during drilling operations. A transducer 37 in the mud feed line 33 receives data at the surface. This transducer generates electrical signals in response to pressure variations in the drilling mud and the electrical signals are transmitted by a surface conductor 39 to an electronic data processing system 41 on the surface.

Slampulstelemetriteknikker tilveiebringer data om et antall nedihulls tilstander som føles av brønnloggingstransdusere eller målesystemer som ordinært befinner seg på og innenfor borekransen nærest borkronen. Slampulsene som danner data produseres av utstyr innenfor det mellomliggende overgangsstykket. Slik utstyr omfatter typisk en trykkpulsgenerator som styres av elektronikk innenfor et instrument-hus og tillater at boreslam slipper ut gjennom en åpning som strekker seg gjennom loggingskranseveggen. Hver gang trykkpulsgeneratoren bevirker til at boreslam slippes ut, overføres en negativ trykkpuls som mottas overflatetransduseren 37. Et alternativt konvensjonelt arrangement genererer og overfører positive trykkpulser. Mud pulse telemetry techniques provide data on a number of downhole conditions that are sensed by well logging transducers or measurement systems that are typically located on and within the drill bit closest to the drill bit. The mud pulses that form data are produced by equipment within the intermediate transition piece. Such equipment typically comprises a pressure pulse generator that is controlled by electronics within an instrument housing and allows drilling mud to escape through an opening that extends through the logging crown wall. Each time the pressure pulse generator causes drilling mud to be discharged, a negative pressure pulse is transmitted which is received by the surface transducer 37. An alternative conventional arrangement generates and transmits positive pressure pulses.

Det sirkulerende boreslammet tilveiebringer en kilde for energi for en turbin-drevet generator-subsammenstilling som befinner seg i det mellomliggende over gangsstykket, der den turbindrevne generator-subsammenstillingen genererer elektrisk kraft for trykkpulsgeneratoren og for forskjellige kretser som omfatter den formende del av den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som en alternativ eller supplerende kilde til elektrisk kraft kan det anvendes batterier, spesielt som en backup for den turbindrevne generatoren. The circulating drilling mud provides a source of energy for a turbine-driven generator sub-assembly located in the intermediate overpass, where the turbine-driven generator sub-assembly generates electrical power for the pressure pulse generator and for various circuits comprising the forming part of the preferred embodiment of present invention. As an alternative or supplementary source of electrical power, batteries can be used, especially as a backup for the turbine-driven generator.

De tidligere kjente MWD-systemene måler generelt formasjonen omkring borestammen vist på fig. 2A. Målingene av de omkringliggende formasjons-parameterne oppnås ved at elektromagnetiske bølger overføres vekselvis fra transmitterne 43 og 49. Bølgene passerer gjennom den omkringliggende formasjonen og mottas av mottakerne 45 og 47. Denne konvensjonelle målingen kan sammenlignes med det forenklede skjema av målesystemet ifølge foreliggende oppfinnelse vist på fig. 2B. For en MWD-utførelsesform kan foreliggende oppfinnelse anvendes nedihulls på et verktøy så som en borestreng eller et kveilrør. Transmittere 51 og 57 fører elektromagnetiske felt gjennom en kjerneprøve 50 og feltene plukkes opp av mottakerne 53 og 55. Et slikt symmetrisk arrangement av transmittere over mottakerne gjør det mulig å fullstendig utligne lineære forandringer i målesystemet. US 5,811,973 i navnet Meyer, Jr., med samme søker som foreliggende oppfinnelse, angir et målesystem for propageringsresistivitetsmåling under boring og brukes for å bestemme resistiviteten (eller konduktiviteten) til det beslektede formasjonsfluidet, den di-elektriske konstanten til tørrfjellsmatrisen og den vannfylte porøsiteten til formasjonen. En eller flere transmitter-mottaker-par anvendes, idet transmitter-komponenten til transmitter-mottaker-parene opererer ved et antall frekvenser. Målinger av den vannfylte porøsiteten kan kombineres med en uavhengig måling som tilsvarer den totale fluidporøsiteten til formasjoner for å oppnå en måling av hydrokarbonmetningen til formasjonen i fersk eller salt beslektede vannmiljøer. Inn-holdet til US 5,811,973 innlemmes herved i sin helhet som referanse. The previously known MWD systems generally measure the formation around the drill stem shown in fig. 2A. The measurements of the surrounding formation parameters are achieved by electromagnetic waves being transmitted alternately from the transmitters 43 and 49. The waves pass through the surrounding formation and are received by the receivers 45 and 47. This conventional measurement can be compared with the simplified diagram of the measurement system according to the present invention shown on fig. 2B. For an MWD embodiment, the present invention can be used downhole on a tool such as a drill string or a coiled pipe. Transmitters 51 and 57 pass electromagnetic fields through a core sample 50 and the fields are picked up by receivers 53 and 55. Such a symmetrical arrangement of transmitters above the receivers makes it possible to completely compensate for linear changes in the measurement system. US 5,811,973 in the name of Meyer, Jr., with the same applicant as the present invention, discloses a measurement system for propagation resistivity measurement during drilling and is used to determine the resistivity (or conductivity) of the associated formation fluid, the dielectric constant of the dry rock matrix and the water-filled porosity of the formation. One or more transmitter-receiver pairs are used, the transmitter component of the transmitter-receiver pairs operating at a number of frequencies. Measurements of the water-filled porosity can be combined with an independent measurement corresponding to the total fluid porosity of formations to obtain a measurement of the hydrocarbon saturation of the formation in fresh or salt-related water environments. The contents of US 5,811,973 are hereby incorporated by reference in their entirety.

Fig. 3A viser i detalj data-tilegningspartiet til den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. En sylindrisk innlukning 59, som kan være en modifisert kjernesylinder, inneholder en væske, et faststoff, en gass eller en kombinasjonsprøve 61, enten strømmende eller stasjonær. Prøvene i tilfelle av MWD-utførelsesformen er en kjerneprøve. Transmitter T1 63 genererer en elektromagnetisk bølge som føres gjennom prøven 61 og mottas av mottakeren R1 65 og R2 67. Bølgen overføres og mottas via henholdsvis antennene 64 og 66. I en alternativ utførelsesform genererer transmitteren T2 69 en elektromagnetisk bølge som føres gjennom prøve 61 og mottas av mottakerne R1 65 og R2 67. Bølgene fra T1 og T2 propageres og mottas via henholdsvis antenne 70 og 68. Transmitterne er anordnet innenfor den sylindriske innlukningen 59 rundt den indre flaten. Antall åpninger 60 (bare vist for T1) er tilveiebragt for hver av overføringsantennene. Fig. 3A shows in detail the data acquisition portion of the preferred embodiment of the present invention. A cylindrical enclosure 59, which may be a modified core cylinder, contains a liquid, solid, gas or combination sample 61, either flowing or stationary. The samples in the case of the MWD embodiment are a core sample. Transmitter T1 63 generates an electromagnetic wave which is passed through the sample 61 and is received by the receiver R1 65 and R2 67. The wave is transmitted and received via the antennas 64 and 66 respectively. In an alternative embodiment, the transmitter T2 69 generates an electromagnetic wave which is passed through the sample 61 and are received by the receivers R1 65 and R2 67. The waves from T1 and T2 are propagated and received via antenna 70 and 68 respectively. The transmitters are arranged within the cylindrical enclosure 59 around the inner surface. The number of openings 60 (only shown for T1) is provided for each of the transmission antennas.

Fig. 3B viser et forstørret åpningstverrsnitt som er hovedsakelig likt alle de andre åpningene i den foretrukne utførelsesformen. Et elektromagnetisk skjerm-materiale 73, så som en myk ferritt, er posisjonert innenfor hver åpning for å beskytte den sylindriske innlukningen fra den elektromagnetiske strålingen. Antenneledninger 64 er festet i åpningene med et innstøpningsmateriale 71 som også tilveiebringer beskyttelse for antenneledningen mot den indre overflaten. I en foretrukket ut-førelsesform består innstøpningsmaterialet av en epoksyharpiks. Fig. 3B shows an enlarged aperture cross-section which is substantially similar to all the other apertures in the preferred embodiment. An electromagnetic shielding material 73, such as a soft ferrite, is positioned within each opening to shield the cylindrical enclosure from the electromagnetic radiation. Antenna leads 64 are fixed in the openings with an embedding material 71 which also provides protection for the antenna lead against the inner surface. In a preferred embodiment, the embedding material consists of an epoxy resin.

I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen (ikke vist) anordnes transmitterantennen i en omkretsende utsparing på innsiden av sylinderen. Denne utførelses-formen er strukturelt svakere enn den slissede utformingen på fig. 3A-3B. In an alternative embodiment of the invention (not shown), the transmitter antenna is arranged in a circumferential recess on the inside of the cylinder. This embodiment is structurally weaker than the slotted design in fig. 3A-3B.

Data som mottas av mottakerne kan enten sanntids-overføres til overflaten eller alternativt nedtegnes med opptaksinstrumentering nedihulls (ikke vist) for senere gjenvinning. For utførelsesformen med sanntidsdataoverføring, overføres signalene fra mottakerne til overflaten ved hjelp av en overføringsbane, overføres til en prosessor (CPU) for behandling. Den behandlede data omfatter målinger av de interessante parameterne, så som en amplituderesistivitet eller en faseresistivitet, idet disse korreleres med dybdene fra en borekransdybdeindikator (ikke vist) samt en utgang til en opptaker som fremstiller de interessante beregnede parametrene som en funksjon av dybde der inngangsmålingene ble gjort. En alternativ utførelsesform omfatter en prosessorenhet (ikke vist) som er anordnet innenfor borekransen 23 for å utføre databehandlingen nedihulls. For å utnytte minnekapasiteten best mulig er det ofte ønskelig å behandle de målte data nedihulls og lagre de behandlede resultatene i stedet for de mer plasskrevende, målte dataene. Data received by the receivers can either be transferred in real time to the surface or alternatively recorded with recording instrumentation downhole (not shown) for later recovery. For the real-time data transmission embodiment, the signals are transmitted from the receivers to the surface using a transmission path, transmitted to a processor (CPU) for processing. The processed data includes measurements of the parameters of interest, such as an amplitude resistivity or a phase resistivity, as these are correlated with the depths from a drill bit depth indicator (not shown) as well as an output to a recorder that produces the interesting calculated parameters as a function of depth where the input measurements were taken done. An alternative embodiment comprises a processor unit (not shown) which is arranged within the drill ring 23 to carry out the data processing downhole. In order to make the best possible use of the memory capacity, it is often desirable to process the measured data downstream and store the processed results instead of the more space-consuming measured data.

Det skal forstås at oppfinnelsen på ingen måte er begrenset til de beskrevne utførelsesformer og at det kan gjøres en rekke forandringer av disse utførelses-formene uten at man fjerner seg fra oppfinnelsens ramme ifølge patentkravene. Andre utførelsesformer som ligger innenfor oppfinnelsens ramme ifølge patentkravene vil være åpenbare for en fagperson etter å ha lest denne beskrivelsen. It should be understood that the invention is in no way limited to the described embodiments and that a number of changes can be made to these embodiments without departing from the scope of the invention according to the patent claims. Other embodiments that are within the scope of the invention according to the patent claims will be obvious to a person skilled in the art after reading this description.

Claims (24)

1. Apparat for måling av en materialparameter av interesse i en undergrunns-formasjon, omfattende: (a) en sylindrisk innlukning (59) for å innelukke materialet; (b) minst én transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49) som har en antenne (64, 70) på innsiden av den sylindriske innlukningen (59) for å propagere elektromagnetisk stråling i materialet ved minst to frekvenser; (c) minst én mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47) som har en antenne (66, 68) på innsiden av den sylindriske innlukningen (59) for å måle elektromagnetisk stråling i materialet ved hver av de minst to frekvensene, idet målingene indikerer materialparameteren av interesse, karakterisert vedat apparatet videre omfatter: (d) en kjernekrone som er operativt koplet til den sylindriske innlukningen (59) for separering av materialet fra undergrunnsformasjonen; og (e) et borerør for føring av den sylindriske innlukningen (59) til et borehull i undergrunnsformasjonen, der borerøret velges utfra gruppen omfattende: (A) en borestreng og (B) et kveilerør, idet den minst ene mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47) er aksialt forskjøvet i forhold til den minst ene transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49).1. Apparatus for measuring a material parameter of interest in a subsurface formation, comprising: (a) a cylindrical enclosure (59) to enclose the material; (b) at least one transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49) having an antenna (64, 70) inside the cylindrical enclosure (59) for propagating electromagnetic radiation into the material at at least two frequencies; (c) at least one receiver (R1, 65, R2, 67; 45, 47) having an antenna (66, 68) inside the cylindrical enclosure (59) for measuring electromagnetic radiation in the material at each of the at least two the frequencies, as the measurements indicate the material parameter of interest, characterized in that the apparatus further comprises: (d) a core crown operatively connected to the cylindrical enclosure (59) for separating the material from the subsurface formation; and (e) a drill pipe for guiding the cylindrical enclosure (59) to a borehole in the subsurface formation, wherein the drill pipe is selected from the group comprising: (A) a drill string and (B) a coiled pipe, wherein the at least one receiver (R1, 65, R2, 67; 45, 47) is axially displaced in relation to the at least one transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49). 2. Apparat ifølge krav 1, videre omfattende en prosessor for å behandle data som er målt av den minst ene mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47), der de behandlede dataene omfatter målinger av de aktuelle parameterne.2. Apparatus according to claim 1, further comprising a processor for processing data measured by the at least one receiver (R1, 65, R2, 67; 45, 47), where the processed data comprises measurements of the relevant parameters. 3. Apparat ifølge krav 1, hvor materialparameteren av interesse velges ut fra gruppen omfattende: (i) materialets resistivitet og (ii) materialets di-elektriske konstant.3. Apparatus according to claim 1, where the material parameter of interest is selected from the group comprising: (i) the resistivity of the material and (ii) the dielectric constant of the material. 4. Apparat ifølge krav 1, hvor materialet omfatter: (i) en væske, og/eller (ii) et faststoff, og/eller (iii) en gass.4. Apparatus according to claim 1, where the material comprises: (i) a liquid, and/or (ii) a solid, and/or (iii) a gas. 5. Apparat ifølge krav 4, hvor materialet er strømmende.5. Apparatus according to claim 4, where the material is flowing. 6. Apparat ifølge krav 4, hvor materialet er stasjonært.6. Apparatus according to claim 4, where the material is stationary. 7. Apparat ifølge krav 1, hvor den minst ene transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49) omfatter minst to transmittere (T1, 63, T2, 69; 43, 49), og den minst ene mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47) omfatter minst to mottakere (R1, 65, R2, 67; 45, 47), der de minst to transmittere (T1, 63, T2, 69; 43, 49) er symmetrisk anordnet omkring de minst to mottakere (R1, 65, R2, 67; 45, 47).7. Apparatus according to claim 1, where the at least one transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49) comprises at least two transmitters (T1, 63, T2, 69; 43, 49), and the at least one receiver (R1 , 65, R2, 67; 45, 47) comprises at least two receivers (R1, 65, R2, 67; 45, 47), where the at least two transmitters (T1, 63, T2, 69; 43, 49) are symmetrically arranged around the at least two receivers (R1, 65, R2, 67; 45, 47). 8. Apparat ifølge krav 1, hvor hver transmitterantenne er anordnet i en omkretsende utsparing på innsiden av den sylindriske innlukningen (59).8. Apparatus according to claim 1, where each transmitter antenna is arranged in a circumferential recess on the inside of the cylindrical enclosure (59). 9. Apparat ifølge krav 8, videre omfattende et ferrittmateriale (73) som er posisjonert i utsparingen for å skjerme den sylindriske innlukningen (59) fra elektromagnetisk stråling.9. Apparatus according to claim 8, further comprising a ferrite material (73) which is positioned in the recess to shield the cylindrical enclosure (59) from electromagnetic radiation. 10. Apparat ifølge krav 8, videre omfattende et innstøpningsmateriale (71) av epoksy for å feste transmitterantennen i utsparingen og beskytte nevnte antenne mot skade.10. Apparatus according to claim 8, further comprising an epoxy embedding material (71) to secure the transmitter antenna in the recess and protect said antenna from damage. 11. Apparat ifølge krav 1, hvor hver antenne er anordnet i et antall åpninger (60) på innsiden av den sylindriske innlukningen (59).11. Apparatus according to claim 1, where each antenna is arranged in a number of openings (60) on the inside of the cylindrical enclosure (59). 12. Apparat ifølge krav 11, videre omfattende et ferrittmateriale (73) som er posisjonert i åpningene (60) for elektromagnetisk skjerming av den sylindriske innlukningen (59).12. Apparatus according to claim 11, further comprising a ferrite material (73) which is positioned in the openings (60) for electromagnetic shielding of the cylindrical enclosure (59). 13. Apparat ifølge krav 11, videre omfattende et innstøpningsmateriale (71) av epoksy for å feste antennen i åpningene (60) og beskytte antennen mot skade.13. Apparatus according to claim 11, further comprising an epoxy embedding material (71) to secure the antenna in the openings (60) and protect the antenna from damage. 14. Fremgangsmåte for å bestemme en materialparameter av interesse,karakterisert vedfølgende trinn: (a) å operativt kople en kjernekrone til en sylindrisk innlukning (59); (b) å føre den sylindriske innlukningen (59) inn i et borehull i en undergrunns-formasjon på et borerør som velges ut fra gruppen omfattende: (A) en borestreng og (B) et kveilerør; (c) å operere kjernekronen for å separere materialet fra undergrunnsformasjonen; (d) å innelukke materialer i den sylindriske innlukningen (59); (e) å indusere elektromagnetisk stråling i materialet ved hjelp av minst én transmitterantenne (64, 70) på innsiden av den sylindriske innlukningen (59) som overfører minst to frekvenser; og (f) å måle, ved hjelp av minst én mottakerantenne (66, 68), den induserte elektro magnetiske stråling i materialet ved hver av de minst to frekvensene, idet den minst ene mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47) er aksialt forskjøvet i forhold til den minst ene transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49), og målingene indikerer materialparameteren av interesse.14. Method for determining a material parameter of interest, characterized by the following steps: (a) operatively connecting a core crown to a cylindrical enclosure (59); (b) inserting the cylindrical enclosure (59) into a borehole in a subsurface formation on a drill pipe selected from the group consisting of: (A) a drill string and (B) a coiled pipe; (c) operating the core crown to separate the material from the subsurface formation; (d) enclosing materials in the cylindrical enclosure (59); (e) inducing electromagnetic radiation in the material by means of at least one antenna transmitter (64, 70) inside the cylindrical enclosure (59) transmitting at least two frequencies; and (f) measuring, by means of at least one receiving antenna (66, 68), the induced electro magnetic radiation in the material at each of the at least two frequencies, wherein the at least one receiver (R1, 65, R2, 67; 45, 47) is axially displaced relative to the at least one transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49), and the measurements indicate the material parameter of interest. 15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, videre omfattende trinnet med å anvende en prosessor for å behandle data for å bestemme målingene av de aktuelle parameterne.15. Method according to claim 14, further comprising the step of using a processor to process data to determine the measurements of the relevant parameters. 16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor prosessorplasseringen velges ut fra gruppen omfattende: (i) nedihulls på en borestreng, og (ii) på overflaten for sanntidsovervåkning.16. Method according to claim 15, where the processor location is selected from the group comprising: (i) downhole on a drill string, and (ii) on the surface for real-time monitoring. 17. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor materialparameteren av interesse velges utfra gruppen omfattende: (i) materialets resistivitet og (ii) materialets di-elektriske konstant.17. Method according to claim 14, where the material parameter of interest is selected from the group comprising: (i) the material's resistivity and (ii) the material's dielectric constant. 18. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor materialet velges ut fra gruppen omfattende: (i) en væske, og/eller (ii) et faststoff, og eller (iii) en gass.18. Method according to claim 14, where the material is selected from the group comprising: (i) a liquid, and/or (ii) a solid, and or (iii) a gas. 19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor materialet er strømmende.19. Method according to claim 18, where the material is flowing. 20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor materialet er stasjonært.20. Method according to claim 18, where the material is stationary. 21. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor den minst ene transmitter (T1, 63, T2, 69;21. Method according to claim 14, where the at least one transmitter (T1, 63, T2, 69; 43, 49) omfatter minst to transmittere (T1, 63, T2, 69; 43, 49), og den minst ene mottaker (R1, 65, R2, 67; 45, 47) omfatter minst to mottakere (R1, 65, R2, 67; 45, 47), der de minst to transmittere (T1, 63, T2, 69; 43, 49) er symmetrisk anordnet omkring de minst to mottakere (R1, 65, R2, 67; 45, 47).43, 49) comprises at least two transmitters (T1, 63, T2, 69; 43, 49), and the at least one receiver (R1, 65, R2, 67; 45, 47) comprises at least two receivers (R1, 65, R2 , 67; 45, 47), where the at least two transmitters (T1, 63, T2, 69; 43, 49) are symmetrically arranged around the at least two receivers (R1, 65, R2, 67; 45, 47). 22. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor posisjonen til den minst ene transmitterantenne (64, 70) og den minst ene mottakerantenne (66, 68) velges ut fra gruppen omfattende: (i) en utsparing i innlukningen (59), og (ii) et flertall åpninger (60) i innlukningen (59).22. Method according to claim 14, where the position of the at least one transmitter antenna (64, 70) and the at least one receiver antenna (66, 68) is selected from the group comprising: (i) a recess in the enclosure (59), and (ii) a plurality of openings (60) in the enclosure (59). 23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, videre omfattende trinnet ned å skjerme den sylindriske innlukningen (59) fra elektromagnetisk stråling ved hjelp av et ferrittmateriale (73).23. Method according to claim 22, further comprising the step of shielding the cylindrical enclosure (59) from electromagnetic radiation by means of a ferrite material (73). 24. Fremgangsmåte ifølge krav 22, videre omfattende trinnet med å feste den minst ene transmitterantenne (64, 70) og den minst ene mottakerantenne (66, 68) på plass ved hjelp av et innstøpningsmateriale (71) av epoksy.24. Method according to claim 22, further comprising the step of fixing the at least one transmitter antenna (64, 70) and the at least one receiver antenna (66, 68) in place using an epoxy embedding material (71).