NO339690B1 - Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling - Google Patents
Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling Download PDFInfo
- Publication number
- NO339690B1 NO339690B1 NO20141159A NO20141159A NO339690B1 NO 339690 B1 NO339690 B1 NO 339690B1 NO 20141159 A NO20141159 A NO 20141159A NO 20141159 A NO20141159 A NO 20141159A NO 339690 B1 NO339690 B1 NO 339690B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- transmitter
- receiver
- receivers
- signal
- probe according
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims description 60
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 103
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 80
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 67
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 description 19
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 17
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 description 12
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001594 aberrant effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- WABPQHHGFIMREM-UHFFFAOYSA-N lead(0) Chemical compound [Pb] WABPQHHGFIMREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår generelt et verktøy for logging under boring (LWD) som måler resistiviteten i formasjoner i nærheten av borehullet. Mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse et LWD-resistivitetsverktøy med flere sendere som opererer ved flere frekvenser i en asymmetrisk utforming for å tilveiebringe flere undersøkelsesdybder. Enda mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse et LWD-resistivitetsverktøy som innbefatter en kalibreringssender som gjør det mulig å beregne fasevinkel- og dempnings-korreksjoner for de resistivitetsmålinger som er foretatt under boreoperasjoner.
Brønner blir boret for å nå og utvinne petroleum og andre hydrokarboner i undergrunnsformasjoner. Moderne boreoperasjoner krever en stor mengde informasjon vedrørende parametrene og tilstandene som opptrer nede i borehullet, for å gjøre det mulig for boreoperatøren å endre boreretningen for å finne eller forbli i formasjoner som innbefatter tilstrekkelige mengder med hydrokarboner. Slike informasjoner omfatter vanligvis karakteristikker ved de grunnformasjoner som gjen-nomtrenges av borehullet, i tillegg til data vedrørende størrelsen og formen til selve borehullet. Innsamlingen av informasjon vedrørende tilstander nede i borehullet som vanligvis kalles "logging" kan utføres på mange måter. Logging har vært kjent på området i mange år som en teknikk for å fremskaffe informasjon vedrørende den spesielle grunnformasjon som bores. Ved konvensjonell kabellogging av oljebrønner, blir en "probe" eller "sonde" senket ned i borehullet etter at noe eller hele brønnen er boret, og blir brukt til å bestemme visse kjennetegn ved den formasjon som gjennomskjæres av borehullet. Sonden kan innbefatte en eller flere sensorer for å måle parametre nede i hullet og er vanligvis konstruert som en hermetisk forseglet stålsylinder som rommer sensorene og som henger ved enden av en lang kabel eller "ledningstråd". Kabelen eller ledningen frembringer meka-nisk understøttelse av sonden og utgjør også en elektrisk forbindelse mellom sensorene og tilhørende instrumentering inne i sonden, og elektrisk utstyr som er anordnet ved brønnoverflaten. Kabelen leverer normalt driftsenergi til sonden og blir brukt som en elektrisk leder til å overføre informasjonssignaler fra sonden til overflaten, og styresignaler fra overflaten til sonden. I samsvar med konvensjonelle teknikker blir forskjellige parametre for grunnformasjonene målt og korrelert med sondens posisjon i borehullet, etterhvert som sonden blir trukket opp gjennom borehullet.
Selv om kabellogging er nyttig til innsamling av informasjon vedrørende formasjoner nede i hullet, har den likevel visse ulemper. Før kabelloggingsverkt-øyet kan føres inn i borehullet, må f.eks. borestrengen og bunnhullsanordningen først fjernes eller føres ut av borehullet, noe som resulterer i betydelige kostnader og tap av boretid for boreoperatøren (som vanligvis betaler daglige avgifter for leie av boreutstyret). I tillegg, fordi kabelverktøy er ute av stand til å samle inn data under de aktuelle boreoperasjoner, må boreselskaper til tider ta beslutninger (slik som boreretning og lignende) eventuelt uten tilstrekkelig informasjon, eller må på-ta seg kostnaden ved å fjerne borestrengen for å kjøre et loggeverktøy for å samle inn mer informasjon vedrørende forholdene nede i borehullet. Fordi kabellogging skjer forholdsvis lenge etter at borehullet er boret, kan i tillegg nøyaktigheten av kabelmålingen forringes. Som en fagkyndig på området vil forstå, har forholdene i borehullet en tendens til å bli forverret når borefluidet invaderer formasjonen i nærheten av borehullet. En resistivitetssonde som følgelig kjøres en eller flere da-ger etter at en borehullsseksjon er blitt boret, kan følgelig frembringe målinger som er påvirket av resistiviteten til det slammet som har invadert formasjonen. I tillegg kan borehullets form begynne å bli forringet, noe som reduserer målingenes nøyaktighet. Jo raskere formasjonsforholdene kan måles, jo mer nøyaktig vil av-lesningen vanligvis være. I visse brønner, slik som horisontale brønner, kan dessuten kabelsonder ikke benyttes.
På grunn av disse begrensningene i forbindelse med kabellogging er det et økende behov for utvikling av verktøy som kan samle inn data under selve bore-prosessen. Ved å samle inn og behandle data og overføre dem til overflaten i sann tid under boring av brønnen, kan boreren mer nøyaktig analysere den omgivende formasjon, og kan også utføre modifikasjoner eller korreksjoner, etter behov, for å optimalisere boreytelsen. Med et styrbart system kan boreren endre borkro-nens kurs. Ved å detektere de tilstøtende laggrenser, kan justeringer foretas for å holde borkronen i et oljeførende lag eller område. Målingen av formasjonsparametre under boring og forhåpentlig før invasjon av formasjonen, øker dessuten nytten av de målte data. Tilveiebringelse av formasjons- og borehulls-målinger under boring kan dessuten spare den ytterligere riggtid som ellers vil være nødvendig for å
føre inn et kabelloggeverktøy.
Utførelsesformerfor måling av forhold nede i borehullet og bevegelsen og posisjonen til boreenheten samtidig med boring av brønnen, er blitt kjent som
"måling under boring" eller "MWD". Lignende teknikker som konsentrerer seg mer om måling av formasjonsparametre av den type som er tilknyttet kabelverktøy, har vanligvis blitt kalt teknikker for "logging under boring" eller "LWD". Selv om det kan finnes forskjeller mellom MWD og LWD, blir uttrykkene MWD og LWD vanligvis
brukt om hverandre. I denne beskrivelsen vil uttrykket LWD bli brukt generelt som det uttrykk som omfatter systemer som samler inn informasjon om formasjonsparametre enten alene eller i kombinasjon med innsamlingen av informasjon ved-rørende posisjonen til boreenheten.
US 5869968 A beskriver en anordning med to nært adskilte sendere og to mottakere i innbyrdes avstand symmetrisk anordnet om senderne i «et måling under boring verktøy» som unngår virkningene av innbyrdes kopling mellom mottakere. I en fremgangsmåte for drift av senderne, blir hver sender sekvensielt aktivert, mens den andre senderen er utkoplet for å eliminere gjensidig kopling, og de registrerte signalene behandles for å dra nytte av gjensidighetsforholdet. Ved en annen driftsmåte der begge senderne betjenes samtidig med en relativ polaritet og deretter med en annen relativ polaritet, for å eliminere virkningene av innbyrdes kopling og for å dra nytte av gjensidighetsforhold.
Vanligvis blir en brønn boret vertikalt over i det minste en del av sin ende-lige dybde. De lag som utgjør jordskorpen er vanligvis horisontale. Under vertikal boring er derfor brønnen hovedsakelig perpendikulær til de geologiske formasjoner som den passerer. Ved visse anvendelser, slik som boring fra en offshore-plattform eller ved boring gjennom formasjoner hvor reservoargrensene strekker seg horisontalt, er det imidlertid ønskelig å bore brønner som er orientert mer horisontalt. Ved boring horisontalt er det ønskelig å holde borehullet i den produserende sone (den formasjon som inneholder hydrokarboner) så meget som mulig for å maksimalisere utbyttet. Dette kan være vanskelig siden formasjoner kan falle eller være avvikende. Under forsøk på å bore og holde borehullet innenfor en spesiell formasjon, kan således borkronen nærme seg en laggrense. Mange på området har bemerket ønskeligheten av et LWD-system som spesielt kan benyttes til å detektere laggrenser og til å fremskaffe data i sann tid til boreren for å gjøre boreren i stand til å foreta retningskorreksjoner for å holde seg innenfor den produser ende sone. Alternativt kan LWD-systemet benyttes som en del av et "smartsystem" til automatisk å holde borkronen i den produserende sone. Se f.eks. US-patent nr. 5.332.048. Bruken av et LWD-system sammen med disse andre systemer gjør det mulig å utføre i det minste visse deler av boringen automatisk.
Målingen av formasjonsegenskaper under boring av brønnen ved hjelp av
LWD-systemer forbedrer således betimeligheten av måledata og øker følgelig bo-reoperasjonenes effektivitet. LWD-målinger blir typisk brukt til å forbedre informasjon vedrørende den spesielle informasjon som borehullet krysser. Loggesensorer eller sonder som for tiden er vanlig brukt som enten en del av en kabel eller et LWD-system, innbefatter resistivitetsverktøy. Foråt en formasjon skal inneholde hydrokarboner og tillate hydrokarbonene å strømme gjennom den, må den bergart som utgjør formasjonen ha visse velkjente fysiske kjennetegn. Et kjennetegn er at formasjonen har en viss målbar resistivitet (det inverse av konduktivitet), som kan bestemmes ved hjelp av en elektromagnetisk bølge ved en spesiell frekvens som forplanter seg gjennom formasjonen. Som det vil være klart for fagkyndige på området, blir en bølge som forplanter seg fra punkt A til punkt B dempet, og dens fa-se blir dreiet proporsjonalt med konduktiviteten til det medium som den forplanter seg i. Analyse av denne dempningen og fasedreiningen tilveiebringer resistiviteten til den formasjon som omgir resistivitetssonden, som så kan benyttes i kombinasjon med andre målinger til å forutsi om formasjonen vil produsere hydrokarboner. En plutselig målt endring i resistivitet ved grensen mellom lag av skifer og sand-sten, kan benyttes til å lokalisere disse grensene. Ved horisontal boring kan borkronen så fortrinnsvis styres for å unngå denne grensen og holde borehullet inne i det oljeførende lag. For å utføre denne deteksjonen pålitelig, er det imidlertid nød-vendig med en stor mengde data fra resistivitetssonden.
Generelt er det ønskelig at resistivitetssonden måler ved mange dybder in-ne i formasjonen omkring borehullet mellom sender- og mottaker-paret. Det vises til fig. 1 hvor den første og nærmeste undersøkelsesdiameter i forhold til resistivitetssonden er området inne i borehullet hvor boreslammet strømmer tilbake til overflaten. Hvis resistiviteten i dette område blir målt inne i borehullet (omkring selve sonden), vil det bli fremskaffet en resistivitetsverdi som hovedsakelig er tilnærmet lik resistiviteten til boreslammet Rm. Denne undersøkelsesdiameteren kan kalles Dmfor å betegne at dette er den undersøkelsesdybde som vil frembringe en resistivitetsavlesning i boreslammet. Det neste generelle undersøkelsesområde er det område inne i den omgivende formasjon som er blitt invadert av boreslammet. Denne undersøkelsesdiameteren kan kalles Di, fordi en resistivitetsmåling i dette område vil frembringe en resistivitetsverdi som er tilnærmet lik Rxosom er resistiviteten til den invaderte sone. Det tredje undersøkelsesområde for en resi sti vitets-sonde er den formasjon som ikke er blitt invadert av boreslam. En resistivitetsmåling i dette område vil gi den virkelige resistivitetsverdien til formasjonen Rt. Som en fagkyndig på området vil forstå, vil undersøkelsesdiametrene Dmog Di variere avhengig av mange faktorer, innbefattende sondens posisjon i borehullet, formasjonen og borehullets karakteristikker, den tid som har medgått siden vedkommende del av borehullet ble boret, og lignende. Selv om informasjon vedrørende Rmog Rxoer nyttige for evalueringsformål, er et av formålene med resistivitetssonden å måle den virkelige formasjonsresistivitet Rt. Det er således viktig å utforme resistivitetssonden slik at den har en tilstrekkelig undersøkelsesdybde til å måle denne resistiviteten.
Resistivitetssonder har gjennomgått en betydelig utvikling for å fremskaffe flere resistivitetsdata. Fig. 2 viser en tidligere kjent resistivitetssonde som utgjør en del av en bunnhullsanordning. Over bunnhullsanordningen er det en borestreng som kopler bunnhullsanordningen til konstruksjonen på overflaten av brønnen. Bunnhullsanordningen omfatter en borkrone som borer inn i formasjonen. En sensormodul er posisjonert ved en viss avstand over borkronen og måler forskjellige informasjoner vedrørende formasjonen og bunnhullsanordningens posisjon. Sensormodulen innbefatter vanligvis et resistivitetsverktøy som er i stand til å måle resistiviteten i området omkring borehullet. Resistivitetsverktøyet innbefatter en sendersløyfeantenne Txsom sender elektromagnetiske signaler inn i formasjonen. Resistivitetsverktøyet innbefatter også et par sløyfeantenner Ri og R2, posisjonert i forutbestemt avstand fra senderen. Senderen Txgenererer en elektromagnetisk (EM) bølge ved en valgt frekvens som blir mottatt ved mottakere Ri og R2etter å ha forplantet seg gjennom formasjonen.
Plasseringen av senderen i forhold til mottakeren og den frekvens som velges for EM-bølgen, er avhengig av visse kriterier. Når senderen på den ene side blir plassert lenger bort fra mottakerparet Ri og R2, blir dempningen av den utsendte bølge mer alvorlig. For å kompensere for dette kan senderen benytte mer effekt til å generere et sterkere signal som kan detekteres av mottakerparet. Fordi lavfrekvente signaler dempes langsommere enn høyfrekvente signaler, kan bruk av lavfrekvente signaler redusere dempningen av signalet. Signaler med lavere frekvens gir dessverre mindre oppløsning vedrørende formasjonslaggrensene enn høyfrekvente signaler gjør. Nok en annen betraktning er at lavfrekvente signaler har en tendens til å forplante seg lenger inn i formasjonen og derved frembringe en potensielt større undersøkelsesdybde for resistivitetsmålingen. Når senderen Txpå den annen side blir plassert nærmere mottakerparet Ri og R2, blirfasedrein-ing og dempning vanskeligere å detektere. Et signal med høyere frekvens gjør denne deteksjonen lettere. Generelt har lavfrekvente signaler en tendens til å bli foretrukket når avstanden mellom senderen og mottakerparet øker, og høyfrek-vente signaler har en tendens til å bli foretrukket når avstanden mellom senderen og mottakerparet avtar.
De signaler som detekteres ved de to mottakerne Ri og R2, vil selvsagt være forskjellige, fordi avstanden mellom R2og senderen Txer større enn avstanden mellom Ri og senderen Tx. Som fagkyndige på området vil forstå, kan således forholdet mellom den spenning som mottas ved Ri og R2benyttes til å fast-slå dempningsforholdet og fasedreiningsdifferansen til den utsendte EM-bølge som forplantet seg gjennom formasjonen av interesse. Dette fremskaffer effektivt en måling ved punktet midt mellom de to mottakerne. Det signal som er mottatt ved mottaker Ri, kan uttrykkes som A2e i+<2>hvor A2representerer amplituden til de signal som er mottatt ved mottaker R2, og fy: representerer fasen. Spenningsfor-holdet R2/Ri=A2/Aie^<2>^<1>), hvor A2/A1er dempningsforholdet og ( §2 - fa) erfasedif-feransen. Basert på dempnings- og fasedreinings-målingene kan det gjøres et estimat av resistiviteten.
Forbedringer av denne forholdsvis enkle utformingen er blitt gjort i løpet av årene for å frembringe flere data vedrørende formasjonen og for å forbedre kvali-teten av de data som er utledet. Fig. 3 viser f.eks. en tidligere kjent resistivitetssonde med tre sendere Ti, T2og T3, i tillegg til et par mottakere Ri og R2. Innfør-ingen av to ytterligere sendere gir flere resistivitetsdata. På grunn av de forskjellige avstandene fra senderne til mottakerne, har i tillegg de signaler som genereres ved hver av senderne en tendens til å gjennomgå en annen bane til mottaker-paret. Nettoeffekten av denne avstanden er derfor at det signal som utsendes av senderen lengst fra mottakerparet, har en tendens til å forplante seg dypere inn i formasjonen. De forskjellige sendere fremskaffer således forskjellige undersøkel-sesdybder i formasjonen. Senderne blir aktivert på en multiplekset måte, slik at hver sender utløses individuelt for derved å gjøre det mulig for mottakerne å identifisere kilden for EM-signalet. Under drift utløses således en enkelt sender, slik som senderen Ti, og sender ut en EM-bølge ved en spesiell frekvens inn i formasjonen. Bølgen blir så mottatt ved mottakerne Ri og R2, og en dempnings- og fasedreinings-måling kan bestemmes for vedkommende sender. Senderen T2utlø-ses så ved samme frekvens, og en dempning og fasedreining blir målt for vedkommende sender. Til slutt utløses senderen T3, og en dempnings- og fasedreinings-måling blir foretatt i forhold til denne senderen. Hver utsendelse resulterer i avlesninger ved de to mottakerne Ri og R2. Flere avlesninger ved mottakerne resulterer i mange målinger av fasedreiningen og dempningen til signalene. Følgelig kan det fremskaffes en mer nøyaktig resi sti vi tetsp rof i I med flere under-søkelsesdybder.
Fig. 4 viser en tidligere kjent resistivitetssonde med fire sendere Ti, T2, T3og T4, i tillegg til et mottakerpar, Ri og R2. Se M. S. Bittar mfl. "A True Multiple Depth of Investigation Electromagnetic Wave Resistivity Sensor: Theory, Experi-ment and Prototype Field Test Results", presentert ved den 66. Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, 6.-9. oktober 1991; S. Ball mfl., "Formation Evaluation Utilizing a New MWD Multiple Depth of Investigation Resistivity Sensor", presentert på det femtende European Formation Evaluation Symposium, 5.-7. mai 1993. Som bemerket ovenfor, jo større avstanden er mellom en sender og et par mottakere, jo større blir undersøkelsesdybden inn i formasjonen. Tilføyelse av en fjerde sender resulterer således i at flere data blir mottatt ved mottakerne, og en mer nøyaktig profil av resistiviteten omkring borehullet kan oppnås. I likhet med den resistivitetssonde som er vist på fig. 3, ut-løses hver sender sekvensielt slik at dempnings- og fasedreinings-målinger blir foretatt basert på amplituden og tiden for de signaler som mottas av mottakerparet. Fordi senderen T4befinner seg lenger bort fra mottakerparet Ri og R2, har det vist seg fordelaktig å utløse denne senderen ved en lavere frekvens enn de andre senderne Ti, T2, T3. Et signal med lavere frekvens fra senderen trenger lenger (eller dypere) inn i formasjonen enn et tilsvarende signal med høyere frekvens, men resulterer i lavere vertikal oppløsning. Denne lavere oppløsningen kan være et problem når man f.eks. forsøker å gjenkjenne forekomsten av et tynt lag. Ved denne utformingen er det derfor fordelaktig å benytte to forskjellige frekvenser for de fire senderne (en frekvens for Ti, T2, T3, og en lavere frekvens for T4). Jo mindre avstanden mellom en sender og et mottakerpar er, jo mindre blir dessuten undersøkelsesdybden inn i formasjonen. Tilføyelsen av en fjerde sender resulterer derfor i at flere data blir mottatt ved mottakerne, og en mer nøyaktig resistivitets-profil blir resultatet.
Et av problemene ved å bruke de utførelsesformer av resistivitetssonder som er vist på fig. 2, 3 og 4, er at målingene som utledes ved mottakerne, vil innbefatte noen feilkomponenter. Noe av denne feilen skyldes den måte mottakerkretsene vil reagere på som reaksjon på de høye temperaturer som finnes nede i borehull. De høye temperaturene og andre omgivelsesmessige hindringer som man støter på nede i borehull, kan forårsake termisk drift av elektronikken i mottakerne. Som en fagkyndig på området vil forstå, påvirker den høye temperaturen kretsenes respons (f.eks. motstander, kondensatorer) i resistivitetssonden. Enkelt sagt betyr dette at de to mottakerne kan frembringe forskjellige responser på grunn av de høye temperaturene som de opererer i. Hver resistivitetssonde må følgelig korrigeres for termisk drift på en eller annen måte for å sikre nøyaktighe-ten av resistivitetsmålingene. Flere korreksjonsteknikker er blitt utviklet for å hånd-tere dette problemet med termisk drift. En teknikk er å utforme resistivitetssonden i en kompensert utførelsesform som innbefatter en sendergruppe på hver side av mottakerparet for å frembringe kompenserte mottakerverdier. En annen teknikk er å benytte en asymmetrisk senderutførelse (som f.eks. vist på fig. 2-4), med lag-rede kalibreringsverdier for å korrigere mottakermålingene for termisk drift.
Fig. 5 viseren tidligere kjent resistivitetssonde med kompensasjon. Resistivitetssonden på fig. 5 omfatter et par mottakere Ri og R2, og fire sendere Ti, T'1, T2og T'2. I motsetningen til den sonde som er vist på fig. 4, innbefatter den kompenserte sonde på fig. 5 et symmetrisk par med sendere anordnet på begge sider av mottakerne Ri og R2. Senderne Ti og T2, under mottakerne, er plassert i samme avstand fra mottakerne som senderne, Tr og Tz, over mottakerne, og har dermed samme undersøkelsesdybde inn i formasjonen. Resultatene fra tilsvarende par med sendere (Ti/Tr og T2/T2) kan således "midles" for å redusere virk ningene av elektronisk komponentrespons som skyldes temperaturvariasjoner. Et problem med dette arrangementet er imidlertid at bare to undersøkelsesdybder kan benyttes fordi det effektivt bare finnes to senderavstander. For å øke antallet målinger og undersøkelsesdybder blir hver sender utløst ved to forskjellige frekvenser. I tillegg til en frekvens på 2 MHz kan f.eks. senderne i denne utførelsesfor-men utløses ved 400 kHz. Dette muliggjør fire forskjellige undersøkelsesdybder inn i den omgivende formasjon. For å tilveiebringe ytterligere undersøkelsesdyb-der, må det tilføyes flere sendere, noe som utvider sondens lengde.
Fig. 6 viser en resistivitetssonde som forsøker å fremskaffe ytterligere målinger med "pseudokompensering". Se US-patent nr. 5.594.343. Resistivitetssonden på fig. 6 innbefatter et par med mottakere Ri og R2, og et sett med sendere Ti, T2, T3, T4og Ts. I denne utførelsesformen er bare to sendere T2og T4, anordnet under mottakerparet, mens det er tre sendere Ti, T3og Ts over mottakerparet. Posisjonen av hver sender under mottakerparet blir bestemt ved å anbringe hver sender halvveis mellom de senderposisjonene som ville bli brukt for en fullstendig kompensert resistivitetssonde. En fordel ved denne utførelsesformen er at flere undersøkelsesdybder er mulige enn det som kan oppnås i en fullstendig kompensert sonde. Samtidig tilveiebringer denne utførelsesformen også et visst kompen-seringsnivå, selv om temperaturdriftkalibrering fremdeles er nødvendig i en viss utstrekning. Fagkyndige på området diskuterer imidlertid om fordelene ved denne utførelsesformen oppveier den feil som innføres ved å ha en ubalansert kon-figurasjon.
Sammenlignet med disse kompenserte eller pseudo-kompenserte utførel-sesformene som er vist på fig. 5 og 6, er den annen korreksjonsteknikk å kalibrere de asymmetriske resistivitetssonde-utførelsesformene som er vist på fig. 3 og 4 for å korrigere for termisk drift. Disse utførelsesformene har den fordel at de tilveiebringer flere undersøkelsesdybder, siden hver sender frembringer en forskjellig undersøkelsesdybde. De fire senderutførelsene på fig. 4 måler derfor f.eks. fire undersøkelsesdybder. I systemer slik som de som er vist på fig. 4, blir mottakerne kalibrert for å bestemme mottakernes termiske drift før sonden blir brukt i en LWD-operasjon. I denne kalibreringsprosessen blir resistivitetssonden varmet opp til forskjellige temperaturer, og mottakerresponsen blir evaluert. En oppslagstabell blir så laget i et lager for å identifisere mottakernes termiske drift ved hver tempe- råtur. Når sonden deretter blir brukt i en LWD-operasjon, blir temperaturen i nærheten av mottakerne målt, og systemet bestemmer en termisk korreksjonsdrifts-verdi for de målte resistivitetsverdier ved å aksessere oppslagstabellen med korreksjoner. Selv om denne innretningen kan overvinne problemet med termisk drift, krever den at mottakerne regelmessig kalibreres før de benyttes i hullet, for termisk drift. Dette krever en langvarig kalibreringsprosess hvor sonden blir varmet opp og termisk drift blir målt for et område med temperaturer. I tillegg er det vanskelig å simulere de tilstander man støter på i et borehull, og dermed kan kalibreringsprosessen ikke i tilstrekkelig grad avspeile de aktuelle forhold som resistivitetssonden møter nede i borehullet.
Det ville være ønskelig om det kunne utvikles en resistivitetssonde som var i stand til å undersøke et tilstrekkelig antall dybder samtidig med beregning av kor-reksjonsverdier for termisk drift i sann tid eller nesten sann tid. Til tross for de opplagte fordeler som et slikt system ville medføre, har til nå ingen lykkes med å intro-dusere et slikt system.
De problemer som er nevnt ovenfor, blir for en stor del løst ved hjelp av en resistivitetsloggesonde som innbefatter en kalibreringssender som kan benyttes til å måle mottakernes termiske drift mens sonden er i borehullet under boreoperasjoner. I samsvar med den foretrukkede utførelsesform er kalibreringssenderen anordnet ved midtpunktet mellom mottakerne. Under boreoperasjoner genererer kalibreringssenderen periodisk en elektromagnetisk (EM) bølge som blir detektert av hver mottaker. Differansen i dempning og fasedreining mellom signalene som er detektert ved de to mottakerne, blir brukt til å kalibrere mottakerne for termisk drift. Dempnings- og fasedreinings-målingene for hver sender kan følgelig korrigeres for termisk drift basert på en kalibreringsprosess som inntreffer mens sonden er i borehullet.
I henhold til den foretrukkede utførelsesform av foreliggende oppfinnelse innbefatter sendergruppen fem sendere med jevn avstand fra et mottakerpar. Senderne tilveiebringer således målinger ved fem forskjellige undersøkelsesdyb-der. For ytterligere å supplere den fremskaffede informasjon vedrørende formasjonen, er hver av senderne i sendergruppen fortrinnsvis i stand til å operere ved flere frekvenser. Hver av de fem senderne i gruppen kan f.eks. generere EM-bølger (eller signaler) ved både 2 MHz og ved 500 kHz for å øke den informasjons- mengde som kan fremskaffes. Denne økte informasjon gjør det mulig å oppnå en dypere undersøkelsesdybde samtidig som det sikres tilstrekkelig vertikal oppløs-ning. Ved å sammenligne målingene med hverandre, kan det i tillegg hentes ut informasjon vedrørende formasjonens dielektrisitetskonstant og andre egenskaper. I følge den foretrukne utførelsesform er en kalibreringssender posisjonert mellom mottakerne for å utføre to separate og uavhengige funksjoner. For det første kan kalibreringssenderen benyttes i en kalibreringsmodus for å kalibrere mottakerne for termisk drift, mens sonden utfører resistivitetsmålinger. Korreksjo-nen for den termiske drift kan således benyttes til å kompensere dempnings- og fasedreinings-målingene som er fremskaffet fra sendergruppen. For det annet kan kalibreringssenderen benyttes i en målemodus til å måle resistiviteten til boreslammet på grunn av den korte avstanden mellom kalibreringssenderen og mottakerne. I målemodus blir det signal som utsendes av kalibreringssenderen, brukt som referansesignal og blir sammenlignet med fasen til en av mottakerne. På denne måten kan den absolutte fasen i boreslammet bestemmes for å indikere boreslammets resistivitet.
Det beskrives også en resistivitetsloggesonde omfattende en sendergruppe som innbefatter et antall sendere som sekvensielt sender elektromagnetiske signaler inn i en formasjon; en mottakergruppe som innbefatter to mottakere som detekterer de utsendte elektromagnetiske signaler og frembringer en indikasjon på fasedreining og dempning for de signaler som er mottatt av de to mottakere; en kalibreringssender anordnet mellom de to mottakerne, idet kalibreringssenderen er i stand til å frembringe et elektromagnetisk signal som blir detektert av mottakergruppen; og en fasedetektor koplet til mottakergruppen, idet fasedetektoren måler differansen i fase mellom mottakerne som kan tilskrives termisk drift.
Antallet sendere i sendergruppen kan være i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved to forskjellige frekvenser. Kalibreringssenderen kan være i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved de nevnte to forskjellige frekvenser. Sendergruppen kan innbefatte fem sendere som strekker seg på en side av mottakergruppen. Kalibreringssenderen kan være i stand til å generere elektromagnetiske signaler for å måle boreslamresistivitet omkring utsiden av loggesonden. Sendergruppen kan omfatte en første multiplekser som velger frekvensen til det elektromagnetiske signal. Sendergruppen kan omfatte en annen multiplekser som velger den sender som sender ut det elektromagnetiske signal. En mikroprosessor kan være koplet til de første og andre multipleksere, idet mikroprosessoren genererer et styresignal til den første og andre multiplekser for å indikere frekvensen til det elektromagnetiske signal og den sender som skal velges. Mottakergruppen kan omfatte en første mottaker og en annen mottaker adskilt omkring 8 tommer (20 cm) fra hverandre, og at kalibreringssenderen kan være anbrakt omkring 4 tommer (10 cm) fra den første mottaker og den annen mottaker. Senderne i sendergruppen kan være adskilt med en lik avstand. Senderne kan være omkring 8 tommer (20 cm) fra hverandre, og at mottakerne kan være omkring 8 tommer (20 cm) fra hverandre. Loggesonden kan videre omfatte en multiplekser som velger frekvens til det elektromagnetiske signal som utsendes av kalibreringssenderen; og en mikroprosessor som er koplet til multiplekseren og som leverer et styresignal til multiplekseren for å indikere den frekvens som skal velges. Mottakergruppen kan omfatte en første og en annen mottaker, og kan videre omfatte en mottakervelger som er koplet til den annen mottaker og til multiplekseren, og ved at mikroprosessoren er koplet til mottakervelgeren for å velge enten det signal som er detektert av den annen mottaker eller et referansefrekvenssignal fra multiplekseren basert på om kalibreringssenderen opererer i en kalibreringsmodus eller en målemodus for måling av slam resistivitet. Hver av senderne og mottakerne kan innbefatte en sløyfeantenne og tilhørende kretser for å være i resonans ved to forskjellige frekvenser.
Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å tilveiebringe en sonde for logging under boring som måler resistivitet i en formasjon som et borehull er blitt boret gjennom, som omfatter: en sendergruppe som omfatter et antall sendere som er i stand til å sende elektromagnetiske signaler inn i formasjonen;
en mottakergruppe som innbefatter to mottakere for måling av de elektromagnetiske signaler etter at de har gått gjennom formasjonen;
en kalibreringssender anordnet mellom de to mottakerne, idet senderen er i stand til å operere i en første modus for å kalibrere de to mottakerne for termisk drift, eller å operere i en annen modus for å måle boreslamresistivitet i borehullet;
en oscillatorvelger koplet til kalibreringssenderen, idet oscillatorvelgeren frembringer et signal som kalibreringssenderen sender ut;
en mottakervelger koplet til en av de to mottakerne og til oscillatorvelgeren, idet mottakervelgeren er i stand til å velge et signal enten fra mottakeren (R2) eller fra oscillatorvelgeren basert på et styreinngangssignal; og
en mikroprosessor koplet til mottakervelgeren, idet mikroprosessoren genererer styresignalet for å velge signalet fra mottakeren når kalibreringssenderen skal operere i kalibreringsmodus, og mikroprosessoren velger signalet fra oscillatorvelgeren når kalibreringssenderen skal operere i en målemodus.
Disse og andre fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil fremgå tydelig ved gjennomgang av den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen i forbindelse med teg-ningene.
For en detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen vil det nå bli vist til de vedføyde tegninger, hvor: fig. 1 illustrerer de resistivitetsmålinger som fremskaffes ved forskjellige un-dersøkelsesdybder;
fig. 2 viser en tidligere kjent resistivitetssonde med en enkelt sender og et mottakerpar;
fig. 3 viser en tidligere kjent resistivitetssonde som innbefatter tre sendere benyttet i forbindelse med et mottakerpar;
fig. 4 viser en tidligere kjent resistivitetssonde som innbefatter fire sendere anvendt i forbindelse med et mottakerpar;
fig. 5 viser en tidligere kjent kompensert resistivitetssonde som innbefatter samsvarende sendergrupper;
fig. 6 skisserer en pseudo-kompensert resistivitetssonde som innbefatter ubalanserte sendergrupper på begge sider av mottakerparet;
fig. 7 er en illustrasjon av et borehull som bores gjennom undergrunnsformasjoner i samsvar med vanlig borepraksis;
fig. 8 er en skjematisk illustrasjon av en LWD-resistivitetssonde konstruert i samsvar med den foretrukne utførelsesform;
fig. 9A er et kretsskjema over den antenne som benyttes i resistivitetssonden på fig. 8, i samsvar med den foretrukne utførelsesform;
fig. 9B er et kretsskjema over et alternativt antennearrangement for bruk i resistivitetssonden på fig. 8;
fig. 10A er et grafisk diagram som illustrerer impedansen til antennen på fig. 9A som en funksjon av frekvensen; og
fig. 10B er et grafisk diagram som illustrerer impedansen til antennen på fig. 9B som en funksjon av frekvensen.
I den foregående og den etterfølgende beskrivelse blir uttrykkene "over" og "under" benyttet til å betegne den relative posisjon av visse komponenter i forhold til strømningsretningen for det innkommende boreslam. Når en komponent blir beskrevet som over en annen, er dette ment å bety at boreslammet først strømmer gjennom den første komponent før det strømmer gjennom den annen komponent. Som det vil være opplagt for fagkyndige på området, blir disse og andre uttrykk brukt til å identifisere den relative posisjon av komponenter i bunnhullsanordningen (eller BHA) i forhold til avstanden til brønnoverflaten, målt langs borehulls-banen.
Uttrykket "kople" eller "kopler" er også ment å bety enten en indirekte eller
direkte elektrisk forbindelse. Hvis derfor en første innretning er koplet til en annen innretning, kan denne forbindelsen være gjennom en direkte elektrisk forbindelse, eller gjennom en indirekte elektrisk forbindelse via andre innretninger og koplinger.
Det vises nå til fig. 7 hvor en boreinstallasjon omfatter en borerigg 10 på overflaten 12 av en brønn og understøtter en borestreng 14. Borestrengen 14 trenger gjennom et rotasjonsbord 16 og inn i et borehull 18 som blir boret gjennom grunnformasjoner 20 og 21. Borestrengen 14 innbefatter en kelly 22 ved sin øvre ende, et borerør24 koplet til kellyen 22 og en bunnhullsanordning 26 (vanligvis kalt en "BHA") koplet til den nedre ende av borerøret 24. Alternativt kan borestrengen omfatte en seksjon med oppkveilingsrør istedenfor eller i tillegg til borerøret. BHA 26 kan omfatte en borkrone 32, en nedhullsmotor 40, ett eller flere vektrør 28, en resistivitetssonde montert i vektrør-seksjonen 55, retningssensorer anordnet i en ikke-magnetisk seksjon 60, og en eller flere stabilisatorer (ikke vist) for inntrengning gjennom grunnformasjoner for å skape borehullet 18. Under drift blir kellyen 22, borerøret (eller oppkveilingsrøret) 24 og BHA 26 rotert ved hjelp av rotasjonsbordet 16. Vektrørene 28 som også kan være ikke-magnetiske for ikke å interferere LWD-målingene, blir brukt i samsvar med konvensjonelle teknikker for å tilføye vekt til borkronen 32 og for å avstive BHA 26, for derved å gjøre det mulig for BHA 26 å overføre vekt til borkronen 32 uten å bli bøyd. Den vekt som leveres gjennom vektrørene 28 til borkronen 32, gjør det mulig for borkronen å trenge inn i undergrunnsformasjoner.
Etter hvert som borkronen 32 opererer, blir borefluid eller slam pumpet fra en slamgrop 34 på overflaten gjennom kellyslangen 37, inn i borerøret (eller opp-kveilingsrøret) 24 til borkronen 32. Etter å ha strømmet gjennom borkronen 32, stiger boreslammet tilbake til overflaten gjennom ringrommet mellom borerøret 24 og borehullet 18, hvor det blir oppsamlet og tilbakeført til slamgropen 34 for filtre-ring. Boreslammet blir brukt til å smøre borkronen 32 og til å fjerne borkaks fra borehullet 18. Boreslammet kan også utføre et antall andre funksjoner som kan innbefatte og tilveiebringe drivkraft til nedhullsmotoren eller andre komponenter nede i hullet. Som fagkyndige på området vil forstå, kan nedhullsmotoren eller tur-binen 40 benyttes nede i hullet til å rotere borkronen 32 som et alternativ eller i tillegg til å rotere borestrengen fra overflaten. Som vist på fig. 7 er BHA 26 vanligvis definert som alle nedhullskomponentene fra toppen av vektrørene 28 ned til borkronen 32, innbefattende nedhullsmotoren 40. Som en fagkyndig på området vil forstå, er nedhullsmotoren 40 en valgfri komponent som kan utelates fra BHA om ønsket.
Som kjent på området innbefatter den ikke-magnetiske seksjon 60 vanligvis retningssensorer og sensorer for boreparametre slik som vekt på borkrone (WOB), torsjon på borkrone (TOB), støt, vibrasjoner, osv. I en utførelsesform er retningssensorer anordnet i BHA 26 for å tilveiebringe en indikasjon på helnings-vinkel, horisontalvinkelen og rotasjonsvinkelen ("verktøyflatevinkel") til BHA 26. I samsvar med kjente teknikker kan det tas målinger av borehullets retning.
LWD-sonden 55 er fortrinnsvis anordnet nær borkronen 32 for å lette evnen til å undersøke formasjonen så nær borkronen som mulig. Som fagkyndige på området vil forstå, kan LWD-sonden 55 også anordnes lenger opp på BHA 26 fra borkronen 32 uten å avvike fra oppfinnelsens prinsipper. Dessuten kan LWD-sonden 55 omfatte flere vektrørseksjoner om nødvendig, for å romme andre LWD-sensorer. LWD-formasjonssensorene innbefatter fortrinnsvis resistivitetssonden, som er beskrevet mer detaljert i forbindelse med fig. 5. Andre LWD-formasjons-sensorer kan også være tilveiebrakt om ønsket, innbefattende f.eks. gamma-strålingssensorer, soniske sensorer, densitetssensorer og nøytronsensorer. En batteripakke, en kommunikasjonsmodul eller en annen kraftkilde kan være innbe- fattet i LWD-sonden 55, eller kan alternativt være anordnet på et annet hensiktsmessig sted for å fremskaffe energi til de forskjellige elektriske enheter i BHA.
Det vises fremdeles til fig. 7 hvor en nedhulls-datasignaleringsenhet 35 også kan være anordnet som en del av BHA 26 og kan benyttes til å sende av-følte verdier til en overflatemottaker via et slampulssignal. Boreslammet kan tjene som kommunikasjonsmedium mellom styreenheten og komponentene på overflaten av brønnen. Ved å endre strømningen av boreslammet gjennom det indre av borestrengen (eller oppkveilingsrøret), kan det genereres trykkpulser i boreslam-søylen. Ved selektivt å variere trykkpulsene ved bruk av en slampulser i slamsig-nalenheten 35, kan det genereres kodede binære trykkpulssignaler til å føre informasjon som indikerer nedhullsparametre til overflaten for umiddelbar analyse. I tillegg kan nedhullssystemet også innbefatte mulighet til å motta slampulssignaler fra overflaten for å styre driften eller aktiveringen av visse LWD-sensorer eller andre komponenter nede i hullet. En sammensatt borestreng som har innbakte ledninger kan alternativt benyttes til å overføre data til overflaten, eller data kan lagres nede i borehullet.
En nedhulls-styreenhet (ikke vist) kan styre driften av signaleringsenheten 35 og dirigere operasjonen til LWD-sensorene og andre BHA-komponenter. Styreenheten kan være anordnet i modulen 60 eller et annet sted i BHA 26. Styreenheten kan også ta beslutninger basert på de behandlede data.
En eller flere stabilisatorer kan være anordnet som en del av bunnhullsanordningen. Stabilisatoren eller stabilisatorene kan innbefatte regulerbare blader i samsvar med beskrivelsen i US-patent nr. 5.318.137 og 5.318.138. Som beskrevet i disse oppfinnelsene kan helningen av bunnhullsanordningen endres ved selektivt å variere utvidelsen av stabilisatorbladet. Som en fagkyndig på området vil forstå umiddelbart, kan kursen til BHA 26 også endres i samsvar med andre teknikker, slik som ved selektivt å slå på eller av motoren nede i hullet, justere bøye-vinkelen i et bøyemotorhus eller endre vekten på borkronen i systemet. Ved å bruke en slik regulerbar komponent nede i hullet i forbindelse med et LWD-system som beskrevet her, blir det mulig å utforme et "smartsystem" for boring av visse partier av borehullet automatisk. Alternativt kan et annet egnet system eller en annen egnet enhet benyttes til retningsboring uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. For eksempel og som nevnt ovenfor, kan oppkveilingsrør benyttes i bore- systemet sammen med en motor eller fremdriftsanordning av en eller annen type. En fagkyndig på området vil derfor forstå at LWD-systemet som beskrives her, kan benyttes i mange boresystemer eller mange boreoperasjoner hvor det er ønskelig å detektere og lokalisere formasjoner og laggrenser uansett hvilken type bunnhullsanordning og hvilke borestrengkomponenter som benyttes.
Det vises nå til fig. 8 hvor resistivitetssonden som er konstruert i samsvar med den foretrukne utførelsesform, hovedsakelig omfatter en sendergruppe 150, en mottakergruppe 125, en kalibreringssender 135, og tilhørende elektronikk for styring av utsendelsen, mottakelsen og behandlingen av elektromagnetiske (EM) signaler ved hjelp av sender- og mottaker-gruppene. I samsvar med den foretrukne utførelsesform omfatter sendergruppen 150 fem sendere Ti, T2, T3, T4 og Ts, adskilt langs lengden av resistivitetssonden. I henhold til normale konvensjoner innbefatter mottakergruppen 125 fortrinnsvis et par med mottakere Ri og R2, anordnet ved siden av sendergruppen 150. Kalibreringssenderen 135 omfatter fortrinnsvis en enkelt sender Tc, anordnet ved midtpunktet mellom mottakerparet, Ri og R2.
Som vist på fig. 8 er senderne Ti, T2, T3, T4og Ts adskilt med forskjellige avstander fra mottakergruppen 125 for således å tilveiebringe fem forskjellige und-ersøkelsesdybder. I tillegg er hver av senderne Ti, T2, T3, T4og Ts fortrinnsvis i stand til å operere ved flere frekvenser for derved å øke antallet målinger som kan fremskaffes av resistivitetssonden. Hver sender Ti, T2, T3, T4og Ts i sendergruppen 150 kan således fortrinnsvis generere EM-signaler (eller bølger) med minst to forskjellige frekvenser for å gjøre det mulig å utføre tjue forskjellige målinger med hensyn til formasjonen (2 frekvenser x 5 sendere = 10 målinger av fase og likeledes 10 målinger av amplitude). Dette fenomenet er mulig fordi EM-signaler ved forskjellige frekvenser har en tendens til å reagere forskjellig. Lavere frek-venssignaler har generelt en tendens til å frembringe en større undersøkelses-dybde, mens vertikal oppløsning ofres. Signaler med lavere frekvens har også en tendens til å være forholdsvis immune mot de dielektriske virkninger i formasjonen. Signaler med høyere frekvens oppviser derimot høyere vertikal oppløsning mens de frembringer en grunnere undersøkelsesdybde. Jo høyere frekvens signalene har, jo mer utsatt er de for formasjonens dielektriske egenskaper. I den foretrukne utførelsesform er senderne Ti, T2, T3, T4og Ts i stand til å produsere
EM-signaler ved både 500 kHz og 2 MHz. En fagkyndig på området vil forstå at
andre signaler med andre frekvenser kan benyttes istedenfor eller i tillegg til signaler ved disse frekvenser. I den foretrukne utførelsesform av sendergruppen 150 er senderne adskilt med like avstander. I den foretrukne konstruksjon av resistivitetssonden er således senderne Ti, T2, T3, T4og Ts hver anordnet f.eks. omkring 8
tommer fra hverandre. I den foretrukne utførelsesform er likeledes Ti anbrakt omkring 8 tommer fra mottakeren R2. Senderne og mottakerantennene er fortrinnsvis konstruert identisk og er montert i slisser i resistivitetssonden.
Mottakerne, Ri og R2, er fortrinnsvis også adskilt med en avstand på omkring 8 tommer. Som vist på fig. 8 er mottakerne Ri og R2posisjonert over sendergruppen 150 i den foretrukne utførelsesform. En fagkyndig på området vil imidlertid forstå at mottakergruppen 125 kan være plassert under sendergruppen, om det er ønskelig. Det vises fremdeles til fig. 8 hvor kalibreringssenderen 135, betegnet som Tc, fortrinnsvis er anordnet mellom de to mottakerne Ri og R2. I den foretrukne utførelsesform er således kalibreringssenderen Tcanbrakt omkring 4 tommer fra både Ri og R2. Ifølge den foretrukne utførelsesform utfører kalibreringssenderen Tcto separate og avhengige funksjoner. For det første genererer kalibreringssenderen TcEM-signaler som blir brukt til å kalibrere mottakerne Ri og R2, for termisk drift, mens resistivitetssonden blir brukt nede i hullet. For det annet gjør kalibreringssenderen Tcdet også mulig å måle resistiviteten i boreslammet på grunn av den meget grunne undersøkelsesdybde som følger av den korte avstanden mellom kalibreringssenderen Tc og mottakerparet Ri og R2.
Resistivitetssonden innbefatter tilhørende kretser for å styre utsendelsen av EM-pulser ved hjelp av sendergruppen 150 og kalibreringssenderen 135. Kretsene behandler også de EM-signaler som mottas av mottakergruppen 125 for å fremskaffe fasedreiningsmålinger og dempningsforhold for hver sender (og hver senderfrekvens). Derfor, fremdeles under henvisning til fig. 8, omfatter resistivitetssonden en mikroprosessor 175, senderlogikk 185 og mottakerlogikk 195. I den foretrukne utførelsesform er mikroprosessoren 175 og mottakerlogikken 195 anbrakt i en seksjon over mottakergruppen 125, mens senderlogikken er anbrakt i en seksjon under sendergruppen 150. En fagkyndig på området vil imidlertid forstå at mikroprosessoren 175, senderlogikken 185 og mottakerlogikken 195 kan være plassert hvor som helst i bunnhullsanordningen eller på et annet hensiktsmessig sted, etter ønske. I denne foretrukne utførelsesformen kopler en ledende kabel 179 mikroprosessoren 175 til senderlogikken 185. Kabelen kan være enten en seriekabel eller kan omfatte en databuss med parallelle linjer som er i stand til å overføre flere digitale signaler samtidig. Mikroprosessoren 175 er også koplet til et kommunikasjonsgrensesnitt 155 via en buss 157. Mikroprosessoren 175 sender de resistivitetsresultater som er fremskaffet, fra mottakerkretsene til en nedhulls-senderfor videresending av disse resultatene til brønnens overflate. Kommunika-sjonsgrensesnittet 155 kan således være koplet til en nedhullspulser eller til en annen kommunikasjonsinnretning for overføring av informasjonen til overflaten av brønnen. Alternativt kan mikroprosessoren 175 lagre noen eller alle resistivitetsre-sultatene i et lager nede i borehullet, for senere opphenting.
Senderlogikken 185 innbefatter fortrinnsvis en oscillatorvelger 181, en rf-forsterker 187 og en sendervelger 183. Oscillatorvelgeren 181 mottar styresignaler fra mikroprosessoren på kabelen 179. Oscillatorvelgeren 181 mottar fortrinnsvis to eller flere forskjellige frekvensinnmatingssignaler. I den foretrukne utførelsesform mottar oscillatorvelgeren 181 et separat 500 kHz signal og et 2 MHz signal fra egnede kilder. I tillegg kan oscillatorvelgeren innbefatte et jordet inngangssignal som kan velges under perioder hvor ingen sender skal utløses. Oscillatorvelgeren 181 omfatter fortrinnsvis en multiplekser, som velger et av frekvensinngangssignalene (eller det jordede inngangssignal) basert på de styresignaler som er mottatt fra mikroprosessoren 175. Oscillatorvelgeren 181 innbefatter en utgangsklemme på hvilken det valgte frekvenssignal blir overført, rf-forsterkeren 187 er fortrinnsvis elektrisk koplet til utgangsklemmen på oscillatorvelgeren 181. rf-forsterkeren 187 forsterker det valgte frekvenssignal fra oscillatorvelgeren 181 for å frembringe et forsterket signal i samsvar med vanlig praksis. Sendervelgeren 183 innbefatter en inngangsklemme som er elektrisk koplet til utgangen av rf-forsterkeren 187. Sendervelgeren 183 innbefatter også en eller flere styreinngangsklemmer som er koplet til mikroprosessoren 175 via kabelen 179. Utgangsklemmene på sendervelgeren 183 er elektrisk koplet til hver av senderne i sendergruppen 150. I den foretrukne utførelsesform er således sendervelgeren 183 koplet til hver av senderne Ti, T2, T3, T4og Ts langs forskjellige overføringslinjer. Sendervelgeren 183 mottar styresignaler fra mikroprosessoren 175, som sendervelgeren bruker til å velge den spesielle sender som skal motta det forsterkede frekvenssignal fra oscillatorvelge ren 181 og rf-forsterkeren 187. Om ønsket kan sendervelgeren 183 også innbefatte en utgangslinje som er koplet til jord, som vil bli valgt hvis ingen av senderne skal utløses. Mikroprosessoren 175 styrer således senderen til å bli utløst ved hjelp av styresignaler sendt til sendervelgeren 183, og den frekvens ved hvilken senderen skal utløses, via styresignaler sendt til oscillatorvelgeren 181. Styresig-nalene kan være kodet på enten analog eller digital form. I den foretrukne utførel-sesform blir det anvendt en analog kodingsmåte hvor senderen og frekvensen blir valgt basert på den spenning som overføres av mikroprosessoren 175 langs kabelen 179. I den foretrukne utførelsesform blir således minst ti forskjellige spen-ningsområder brukt til å utpeke den sender og den frekvens som skal velges. Et spenningsnivå på 1,0 volt - 2,0 volt, vil således indikere at senderne skal utløses ved 500 kHz, mens et spenningsnivå på fra 2,0 volt til 3,0 volt indikerer at senderne skal utløses ved 2 MHz. Hver sender vil så bli tildelt et delområde innenfor hvert av disse områdene. Sender Ti blir således f.eks. valgt hvis styresignalet fra mikroprosessoren 175 er mellom 1,0 og 1,2 volt, eller mellom 2,0 og 2,2 volt. Som en fagkyndig på området vil forstå, kan det også benyttes mange andre kodings-måter for å velge senderen og frekvensen til senderen.
Det vises fremdeles til fig. 8 hvor mottaker en 195 fortrinnsvis omfatter en mottakervelger 191, en referanse-oscillatorvelger 198, rf-forsterker 192, 194, fa-sedetektorkretser 165, amplitudedetektorer 171, 172 og en multiplekser 168. Som vist på fig. 8 er mottakeren Ri sløyfeantenne koplet til en rf-forsterker 192, som igjen er koplet til en blander 158. Sløyfeantennen til mottakeren R2er koplet til mottakervelgeren 191, som velger enten det signal som er mottatt av mottaker R2eller en referansebølgeform fra kalibreringssenderens Tckretser. Brukt i kalibreringsmodus dirigerer mikroprosessoren 175 mottakervelgeren 191 til å velge det signal som er mottatt ved mottaker Ri. Utgangen fra mottakervelgeren 191 er koplet til en rf-forsterker 194 som igjen er koplet til blanderen 159. Hver av blanderne 158, 159 mottar et signal fra referanse-oscillatorvelger en 198. Frekvensen til signalet fra referanse-oscillatorvelgeren 198 blir valgt ved hjelp av et styresignal fra mikroprosessoren 175. I den foretrukne utførelsesform velger således mikroprosessoren enten et 1,998 MHz eller 498 kHz frekvenssignal som skal tilføres blanderne 158 og 159, basert på hvilken frekvens som ble brukt i det utsendte EM-signal. Hver av blanderne 158, 159 kombinerer signaler fra rf-forsterkerne med det referansesignal som er fremskaffet fra oscillatorvelgeren 198. Dette produserer summen og differansen av de forannevnte signaler, av hvilke differansefrekven-sen (IF-frekvensen) vanligvis er av interesse. Utgangen fra blanderne 158, 159 er koplet til amplitudemålekretser, henholdsvis 171 og 172, og til mellomfrekvens-kretser (IF-kretser) 174, 176. IF-kretsene 174, 176 omfatter fortrinnsvis forsterkere og båndpassfiltre. Båndpassfiltrene er sentrert på 2 kHz for å fjerne støy og andre sidebånd fra de blandede signaler.
Som en fagkyndig på området vil forstå, måler amplitudedetektorkretsen 171 amplituden til den mottatte EM-bølge ved mottaker Ri, mens amplitudedetektorkretsen 172 måler amplituden til den mottatte EM-bølge ved mottaker R2. Fasedetektorkretsen 165 måler i mellomtiden fortrinnsvis fasedifferansen mellom den elektromagnetiske bølge som er mottatt ved mottakerne Ri og R2. Utgangsverdi-ene fra amplitudedetektoren 171, amplitudedetektoren 172 og fasedetektoren 165 blir så levert til multiplekseren 168. Multiplekseren 168 dirigerer hvilken av amplitu-dedetektorene 171, 172 eller fasedetektoren 165, som vil bli overført til A-D-omformeren 167. Som det vil være klart for en fagkyndig på området, velger multiplekseren 168 det signal som skal passere, basert på signaler fra mikroprosessoren. Den inngangskanal som velges av multiplekseren 168, blir så omformet til en digital verdi av analog-digital-omformeren 167. Den digitale verdi fra enten amplitudedetektoren 171, amplitudedetektoren 172 eller fasedetektoren 165 blir så hen-tet inn av mikroprosessoren 175. Mikroprosessoren 175 beregner så dempningen av de signaler som er mottatt av mottakerparet. Denne dempningen og fasedreiningen kan så behandles ytterligere av mikroprosessoren for å korrigere for drift i mottakerkretsene i samsvar med den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
I den foretrukne utførelsesform er det også anordnet kretser for å styre gen-ereringen av EM-signaler ved hjelp av kalibreringssenderen Tc. Disse kretsene befinner seg fortrinnsvis sammen med mottakerkretsene 195, selv om en fagkyndig på område vil forstå at kretsene til kalibreringssenderen kan befinne seg sammen med kretsene for de andre senderne eller kan være plassert separat inne i resistivitetssonden. Det vises fremdeles til fig. 8, hvor kalibreringssenderkretsene fortrinnsvis innbefatter en oscillatorvelgeren 161 og en rf-forsterker 163. Oscillatorvelgeren 161 er koplet til en eller flere egnede klokkekilderforå generere signaler av en eller flere frekvenser. Oscillatorvelgeren 161 er også koplet til mikroprosessoren 175 for å motta et styresignal som bestemmer hvilken av signalene som skal frembringes til kalibreringssenderen Tc. I den foretrukne utførelsesform velger oscillatorvelgeren 161 frekvenser på 500 kHz og 2 MHz, selv om andre frekvenser kan benyttes om ønsket. I tillegg kopler oscillatoren også til et jordet signal som blir valgt hvis ingen utsendelse er ønsket. Utgangsklemmen på oscillatorvelgeren 161 er elektrisk koplet til en rf-forsterker 163 som forsterker det valgte frekvenssignal til en passende amplitude. Det forsterkede frekvenssignal blir så matet til kalibreringssenderen Tc.
I den foretrukne utførelsesform blir resistivitetssonden testet periodisk med en "lufthengetest" før den blir brukt i et LWD-system. Denne testen bestemmer basislinjeforskyvningen mellom mottakerne når mottakerne opererer ved romtem-peratur. I lufthengetesten blir således hver av senderne aktivert, og signalene blir så mottatt av mottakerparet. Amplitudeforholdet til de mottatte signaler blir så be-regnet ved hjelp av mikroprosessoren 175 for å bestemme dempningsforskyv-ningen til mottakerne. Hvis mottakerne var perfekt kalibrert, ville denne testen frembringe et dempningsforhold på 1,00 (amplitude = 20 logio (A) = 20 logio (I) = OdB). Et eventuelt avvik fra 1,00 for denne lufthengetesten blir så lagret i lag-eret i forbindelse med mikroprosessoren som basislinjedrift for mottakerne. Likeledes blir fasene til de mottatte signaler sammenlignet i løpet av lufthengetesten, og en basislinjeforskyvning for fasedreiningen blir også bestemt og lagret i minnet basert på differansen i fase mellom de detekterte bølger.
Når resistivitetssonden blir brukt i borehullet, genererer mikroprosessoren 175 periodisk et styresignal til oscillatorvelgeren 161 som får kalibreringssenderen Tctil å sende ut et EM-signal av en valgt frekvens. Basert på dette EM-signalet, blir det bestemt en fasedreining mellom mottakerne, samt et dempningsforhold. Fasedreiningen og dempningsforholdet som er fremskaffet fra kalibreringssenderen Tcblir så brukt som termiske driftsverdier og blir tilført drivverdiene for lufthengetesten for å oppnå en korreksjonsverdi for dempningen og fasedreiningen for hver av de frekvenser som benyttes av senderne Ti, T2, T3, T4og Ts.
I samsvar med vanlig praksis blir senderne Ti, T2, T3, T4og Ts under måle-intervaller aktivert vekselvis, og de mottatte signaler blir behandlet i mottakerkretsene og så overført til mikroprosessoren 175. Basert på den amplitude og fasedrei ning som er detektert av mottakerparet, beregner mikroprosessoren en dempning og en fasedreining for hver sender for alle frekvensverdiene, mens sonden er i måleintervallet. Amplituden for hver senderfrekvens kan defineres på følgende måte: Målt dempning (dB) = formasjonsdempning (dB) - lufthengeforskyvning (dB)
- termisk drift (dB)
Ved å fjerne den feil som er forårsaket av lufthengeforskyvningen og den termiske drift som blir oppnådd fra kalibreringssenderen Tc, kan mikroprosessoren 175 frembringe en meget nøyaktig måling av dempningen som er forårsaket av formasjonen, for hver sender og for hver senderfrekvens.
Likeledes kan fasedreining for hver senderfrekvens defineres på følgende måte: Målt fasedreining (grader) = formasjonsfasedreining - lufthengeforskyvning
- termisk drift
Ved å fjerne det feilsignal som forårsakes av lufthengeforskyvningen og den termiske drift, som er oppnådd fra kalibreringssenderen Tc, kan mikroprosessoren 175 fremskaffe en meget nøyaktig måling av den fasedreining som frembringes av formasjonen for hver sender og for hver senderfrekvens. Formasjonsdempnings-og fasedreinings-verdiene blir så brukt til å bestemme resistiviteten i formasjonen ved å anvende teknikker som er velkjente på området.
Som nevnt ovenfor kan kalibreringssenderen også brukes til å fremskaffe en måling av resistiviteten til boreslammet, Rm. For kalibrering blir fasedifferansen mellom Ri og R2målt og registrert som den termiske driftsverdi. Som et instru-ment for måling av slamresistivitet blir den absolutte fasen målt mellom Tcog Ri. Som vist på fig. 8 blir denne målingen utført ved å tilveiebringe en referansebølge-form fra rf-forsterkeren 163, som også blir brukt til å generere EM-signalet ved kalibreringssenderen Tc. Når en slamresistivitetsmåling er ønsket, leverer mikroprosessoren et passende styresignal til mottakervelgeren 191. Styresignalet fra mikroprosessoren 175 får referansebølgeformen fra oscillatorvelgeren 161 og rf-forsterkeren 163 til å bli valgt av mottakervelgeren 191. Referansebølgeformen passerer så til fasedetektorkretsen165 sammen med den bølgeform som er mot tatt ved mottakeren Ri. Fasedetektoren 165 sammenligner således den bølgeform som er mottatt ved mottakeren Ri med referansebølgeformen som ble sendt og rutet gjennom mottakervelgeren 191. Siden avstanden mellom Ri og Tcer meget kort (fortrinnsvis omkring 4 tommer), blir det oppnådd en meget grunn undersø-kelsesdybde som kan brukes i de fleste tilfeller som et mål på slam resistiviteten.
Det vises nå til fig. 9A og 9B hvor senderne og mottakerne i den foretrukne utførelsesform innbefatter en antenne som er i stand til å sende (eller motta) signaler ved de ønskede flere frekvenser. Antenneutførelsene på fig. 9A og 9B er to alternative eksempler på antenneutførelser som kan brukes til å frembringe to frekvenser. Det vises først til fig. 9A hvor en enkel antenneutførelse kan benyttes til å resonnere ved to forskjellige frekvenser, slik som 500 kHz og 2 MHz. Kretsen på fig. 9A innbefatter to tilpassede kretser. Resonansen til den første kretsen blir bestemt av verdiene av C5 og L5, mens resonansen til den annen krets blir bestemt av verdiene av C5, L5, CC5 og CC2. For eksempel kan C5 og L5 velges for resonans ved 500 kHz. Ved resonans er impedansen til en LC-krets lik null, noe som frembringer en elektrisk kortslutning. Ved 500 kHz er antennen således i resonans ved å velge CC2 og CC5, siden C5 og L5 er kortsluttet ved 500 kHz. Ved 2 MHz er antennen i resonans ved å velge C5, L5, CC5 og CC2, som en fagkyndig på området vil forstå. Fig. 10A er et diagram som skisserer impedansen til antennen på fig. 9A for forskjellige frekvenser.
Det vises nå til fig. 9B hvor antenneutførelsen som er vist kan brukes med enten en enkelt antenne eller en dobbel antenne. For å få antennen til resonans ved 2 MHz, blir verdiene av C2 og L2 valgt for resonans ved 2 MHz. Det kortslutter antenne 2, og L5, C5 og CC2 kan så velges for å få antennen til resonans ved 2 MHz. For å få antennen 2 i resonans ved 500 MHz, blir verdiene av C5 og L5 valgt for resonans ved 500 kHz for derved å kortslutte antenne 1. L2, C2 og CC5 blir så valgt for resonans av antenne 2 ved 500 kHz. Fig. 10B er et diagram som skisserer impedansen til antennen på fig. 9B for forskjellige frekvenser.
Den ovennevnte diskusjon er ment å være illustrerende for prinsippene bak foreliggende oppfinnelse. Utallige variasjoner og modifikasjoner vil være opplagte for fagkyndige på området når beskrivelsen ovenfor er fullstendig forstått. Det er ment at de følgende patentkrav skal tolkes slik at de omfatter alle slike variasjoner og modifikasjoner.
Claims (22)
1. Sonde for logging under boring som måler resistivitet i en formasjon som et borehull er blitt boret gjennom, som omfatter: en sendergruppe (150) som omfatter et antall sendere (Ti - Ts) som er i stand til å sende elektromagnetiske signaler inn i formasjonen; en mottakergruppe (125) som innbefatter to mottakere (Ri, R2) for måling av de elektromagnetiske signaler etter at de har gått gjennom formasjonen; en kalibreringssender (135) anordnet mellom de to mottakerne (Ri, R2), idet senderen (Tc) er i stand til å operere i en første modus for å kalibrere de to mottakerne^, R2) for termisk drift, eller å operere i en annen modus for å måle boreslamresistivitet i borehullet; en oscillatorvelger (161) koplet til kalibreringssenderen (135), idet oscillatorvelgeren (161) frembringer et signal som kalibreringssenderen (135) sender ut; en mottakervelger (191) koplet til en av de to mottakerne (R2) og til oscillatorvelgeren (161), idet mottakervelgeren (191) er i stand til å velge et signal enten fra mottakeren (R2) eller fra oscillatorvelgeren (161) basert på et styreinngangssignal; og en mikroprosessor (175) koplet til mottakervelgeren (191), idet mikroprosessoren genererer styresignalet for å velge signalet fra mottakeren (R2) når kalibreringssenderen (135) skal operere i kalibreringsmodus, og mikroprosessoren (175) velger signalet fra oscillatorvelgeren (161) når kalibreringssenderen (135) skal operere i en målemodus.
2. Sonde ifølge krav 1, hvor minst en av antallet sendere i sendergruppen (150) er i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved forskjellige frekvenser, og at mottakerne (Ri, R2) er i stand til å detektere signaler ved de forskjellige frekvenser.
3. Sonde ifølge krav 2, hvor kalibreringssenderen (135) også er i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved de forskjellige frekvenser.
4. Sonde ifølge krav 3, hvor de forskjellige frekvenser innbefatter omkring 500 kHz og 2 MHz, og at kalibreringssenderen (135) sender ved 2 MHz når den opererer i målemodus.
5. Sonde ifølge krav 3, hvor sendergruppen (150) innbefatter fem sendere (Ti - Ts) som strekker seg på en side av mottakergruppen (125), og hvor hver av senderne er i stand til å sende ut elektromagnetiske signaler ved to forskjellige frekvenser.
6. Sonde ifølge krav 5, hvor sendergruppen (150) omfatter en første multiplekser som velger frekvensen til det elektromagnetiske signal;
en andre multiplekser som velger den sender som sender det elektromagnetiske signal; og
at mikroprosessoren (175) er koplet til den første og andre multiplekser, idet mikroprosessoren (175) genererer et styresignal til den første og andre multiplekser for å indikere frekvensen til det elektromagnetiske signal og den sender som skal velges.
7. Sonde ifølge krav 6, hvor de to mottakerne er adskilt med omkring 20 cm, og at kalibreringssenderen befinner seg omtrent midt mellom de to mottakerne.
8. Sonde ifølge krav 7, hvor senderne i sendergruppen (150) er adskilt med lik avstand.
9. Sonde ifølge krav 1, hvor kalibreringssenderen (135) er i stand til å sende ut et elektromagnetisk signal ved minst to forskjellige frekvenser for kalibrering av mottakergruppen (125) for å korrigere for termisk drift av mottakerne ved hver av de to forskjellige frekvenser.
10. Sonde ifølge krav 9, videre omfattende: en frekvensgenerator som er koplet til kalibreringssenderen (135), idetfre-kvensgeneratoren frembringer et signal ved en av de forskjellige frekvenser som kalibreringssenderen (135) sender ut.
11. Sonde ifølge krav 1, hvor: sendergruppen (150), som innbefatter et antall sendere, sender sekvensielt elektromagnetiske signaler inn i formasjonen; mottakergruppen (125), som omfatter de to mottakerne som detekterer de utsendte elektromagnetiske signaler, frembringer en indikasjon på fasedreining og dempning for de signaler som er mottatt av de to mottakerne; kalibreringssenderen (135), anordnet mellom de to mottakerne, idet kalibreringssenderen er i stand til å frembringe et elektromagnetisk signal som blir detektert av mottakergruppen (125); en amplitudedetektorlogikk (171, 172) koplet til mottakergruppen (125) som genererer et utgangssignal for å indikere amplituden til det signal som er mottatt ved hver av de to mottakerne; og mikroprosessoren (175) er koplet til amplitudedetektorlogikken (171, 172) for å bestemme dempning mellom de signaler som er mottatt ved den første og den annen mottaker og som skyldes termisk drift.
12. Sonde ifølge krav 11, hvor antallet sendere i sendergruppen (150) er i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved to forskjellige frekvenser.
13. Sonde ifølge krav 12, hvor kalibreringssenderen 8125) er i stand til å generere elektromagnetiske signaler ved de to forskjellige frekvenser.
14. Sonde ifølge krav 12, hvor sendergruppen (150) innbefatter fem sendere som strekker seg på en side av mottakergruppen (125).
15. Sonde ifølge krav 12, hvor sendergruppen (150) omfatter en første multiplekser som velger frekvensen til det elektromagnetiske signal, og en annen multiplekser som velger den sender som sender det elektromagnetiske signal, idet mikroprosessoren (175) genererer et styresignal til den første og annen multiplekser for å indikere frekvensen til det elektromagnetiske signal og den sender som skal velges.
16. Sonde ifølge krav 11, videre omfattende en fasedetektor (165) koplet til mottakergruppen (125), idet fasedetektoren (165) måler differansen i fase mellom mottakerne som skyldes termisk drift, og tilveiebringer et signal som indikerer den fasedreining som skyldes termisk drift til mikroprosessoren (175).
17. Sonde ifølge krav 16, hvor mottakergruppen (125) tilveiebringer en demp-ningsmåling og en fasedreiningsmåling for hver sender, og at mikroprosessoren (175) korrigerer dempningsmålingen og fasedreiningsmålingen basert på demp-ningsverdien og fasedreiningsverdien som kan tilskrives termisk drift.
18. Sonde ifølge krav 17, hvor mottakergruppen (125) omfatter en første mottaker og en andre mottaker som ligger omkring 20 cm fra hverandre og at kalibreringssenderen (135) befinner seg omkring 10 cm fra den første mottaker og den andre mottaker.
19. Sonde ifølge krav 18, hvor kalibreringssenderen (135) er i stand til å generere elektromagnetiske signaler for å måle resistiviteten i boreslam omkring utsiden av loggesonden.
20. Sonde ifølge krav 19, videre omfattede en multiplekser (161) som velger frekvensen til det elektromagnetiske signal som utsendes av kalibreringssenderen (135); og at mikroprosessoren (175) er koplet til multiplekseren (161) og leverer et styresignal til multiplekseren (161) for å indikere den frekvens som skal velges.
21. Sonde ifølge krav 20, videre omfattende mottakervelgerlogikk (191) som er koplet til den andre mottaker og til multiplekseren, og ved at mikroprosessoren (175) er koplet til mottakervelgerlogikken (191) for å velge enten det signal som er detektert av den andre mottaker, eller et referansefrekvenssignal fra multiplekse ren (161) basert på om kalibreringssenderen (135) opererer i en kalibreringsmodus eller en målemodus for måling av slamresistivitet.
22. Sonde ifølge krav 21, hvor hver av senderne og mottakerne omfatter en sløyfeantenne med tilhørende kretser som er i stand til å resonnere ved to forskjellige frekvenser.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/368,471 US6218842B1 (en) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement |
PCT/US2000/021236 WO2001011390A1 (en) | 1999-08-04 | 2000-08-03 | Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20141159A1 NO20141159A1 (no) | 2002-03-22 |
NO339690B1 true NO339690B1 (no) | 2017-01-23 |
Family
ID=23451349
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20020503A NO335409B1 (no) | 1999-08-04 | 2002-01-31 | Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling |
NO20141159A NO339690B1 (no) | 1999-08-04 | 2014-09-25 | Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20020503A NO335409B1 (no) | 1999-08-04 | 2002-01-31 | Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6218842B1 (no) |
EP (1) | EP1206713B1 (no) |
AR (1) | AR025216A1 (no) |
CA (1) | CA2380938C (no) |
DE (1) | DE60018765T2 (no) |
NO (2) | NO335409B1 (no) |
WO (1) | WO2001011390A1 (no) |
Families Citing this family (84)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6163155A (en) * | 1999-01-28 | 2000-12-19 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations |
US7659722B2 (en) | 1999-01-28 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection |
US6703837B1 (en) * | 2000-09-15 | 2004-03-09 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Wellbore resistivity tool with simultaneous multiple frequencies |
US6538447B2 (en) | 2000-12-13 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compensated multi-mode elctromagnetic wave resistivity tool |
WO2003042719A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | A borehole compensation system and method for a resistivity logging tool |
US6791330B2 (en) * | 2002-07-16 | 2004-09-14 | General Electric Company | Well logging tool and method for determining resistivity by using phase difference and/or attenuation measurements |
US7414391B2 (en) * | 2002-07-30 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging tool calibration system |
US7183771B2 (en) * | 2002-09-09 | 2007-02-27 | Ultima Labs, Inc. | Multiple transmitter and receiver well logging device with error calibration system including calibration injection system |
US6777940B2 (en) * | 2002-11-08 | 2004-08-17 | Ultima Labs, Inc. | Apparatus and method for resistivity well logging |
US7388379B2 (en) * | 2003-05-01 | 2008-06-17 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Series-resonant tuning of a downhole loop antenna |
US7038455B2 (en) * | 2003-08-05 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool |
GB2411728B (en) * | 2004-03-01 | 2008-05-28 | Pathfinder Energy Services Inc | Azimuthally focussed electromagnetic measurement tool |
US7385400B2 (en) * | 2004-03-01 | 2008-06-10 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Azimuthally sensitive receiver array for an electromagnetic measurement tool |
US7516029B2 (en) * | 2004-06-09 | 2009-04-07 | Rambus, Inc. | Communication channel calibration using feedback |
US7141981B2 (en) * | 2004-07-23 | 2006-11-28 | Baker Hughes Incorporated | Error correction and calibration of a deep reading propagation resistivity tool |
US20060017443A1 (en) * | 2004-07-23 | 2006-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Deep reading propagation resistivity tool for determination of distance to a bed boundary with a transition zone |
NZ534673A (en) * | 2004-08-12 | 2006-03-31 | Agres Ltd | Non-invasive sensor and method of use for measuring the temperature and composition of frozen food products |
US7436184B2 (en) * | 2005-03-15 | 2008-10-14 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Well logging apparatus for obtaining azimuthally sensitive formation resistivity measurements |
WO2007015992A1 (en) * | 2005-07-27 | 2007-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Compensation for tool disposition in lwd resistivity measurements |
US7414405B2 (en) * | 2005-08-02 | 2008-08-19 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Measurement tool for obtaining tool face on a rotating drill collar |
US7839148B2 (en) * | 2006-04-03 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for calibrating downhole tools for drift |
CN101501297B (zh) * | 2006-07-11 | 2013-10-16 | 哈里伯顿能源服务公司 | 模块化地质导向工具组件 |
CN101479628B (zh) * | 2006-07-12 | 2012-10-03 | 哈里伯顿能源服务公司 | 用于制造倾斜天线的方法和装置 |
US8593147B2 (en) | 2006-08-08 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging with reduced dip artifacts |
US7816921B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Resistivity tools with load-bearing azimuthally sensitive antennas and methods of using same |
US7663372B2 (en) * | 2006-09-25 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Resistivity tools with collocated antennas |
US7742008B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Multipole antennae for logging-while-drilling resistivity measurements |
EP2066866B1 (en) * | 2006-12-15 | 2018-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
WO2008094256A1 (en) * | 2007-01-29 | 2008-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods having radially offset antennas for electromagnetic resistivity logging |
US8395388B2 (en) * | 2007-02-19 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Circumferentially spaced magnetic field generating devices |
US7265649B1 (en) | 2007-02-19 | 2007-09-04 | Hall David R | Flexible inductive resistivity device |
US8436618B2 (en) * | 2007-02-19 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic field deflector in an induction resistivity tool |
US7598742B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-10-06 | Snyder Jr Harold L | Externally guided and directed field induction resistivity tool |
US7994791B2 (en) * | 2007-02-19 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Resistivity receiver spacing |
US20090230969A1 (en) * | 2007-02-19 | 2009-09-17 | Hall David R | Downhole Acoustic Receiver with Canceling Element |
US8198898B2 (en) * | 2007-02-19 | 2012-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole removable cage with circumferentially disposed instruments |
AU2007349251B2 (en) * | 2007-03-16 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Robust inversion systems and methods for azimuthally sensitive resistivity logging tools |
WO2008118735A1 (en) * | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for displaying logging data |
US7583085B2 (en) | 2007-04-27 | 2009-09-01 | Hall David R | Downhole sensor assembly |
US7541813B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-06-02 | Snyder Jr Harold L | Externally guided and directed halbach array field induction resistivity tool |
AU2008348131B2 (en) * | 2008-01-18 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | EM-guided drilling relative to an existing borehole |
US8332152B2 (en) * | 2008-03-19 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for eliminating drill effect in pulse induction measurements |
US8008919B2 (en) * | 2008-03-25 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method for compensating drill pipe and near-borehole effect on and electronic noise in transient resistivity measurements |
US8061443B2 (en) * | 2008-04-24 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sample rate system |
WO2009131584A1 (en) * | 2008-04-25 | 2009-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multimodal geosteering systems and methods |
EP2182393B1 (en) * | 2008-10-31 | 2014-12-31 | Services Pétroliers Schlumberger | A tool for imaging a downhole environment |
EP2182392B1 (en) * | 2008-10-31 | 2015-07-29 | Services Pétroliers Schlumberger | A tool for imaging a downhole environment |
EP2182391B1 (en) * | 2008-10-31 | 2012-02-08 | Services Pétroliers Schlumberger | A tool for imaging a downhole environment |
AU2008364323B2 (en) * | 2008-11-19 | 2011-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission systems and methods for azimuthally sensitive tools with multiple depths of investigation |
MY160258A (en) * | 2008-11-24 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services Inc | A high frequency dielectric measurement tool |
US8581592B2 (en) | 2008-12-16 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole methods and assemblies employing an at-bit antenna |
US20100305862A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Smith International, Inc. | Borehole compensated resistivity logging tool having an asymmetric antenna spacing |
WO2011022012A1 (en) | 2009-08-20 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture characterization using directional electromagnetic resistivity measurements |
GB2486759B (en) | 2010-01-22 | 2014-09-03 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for resistivity measurements |
US20110227578A1 (en) * | 2010-03-19 | 2011-09-22 | Hall David R | Induction Resistivity Tool that Generates Directed Induced Fields |
CA2786913A1 (en) | 2010-03-31 | 2011-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-step borehole correction scheme for multi-component induction tools |
US8749243B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement |
US8917094B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting deep conductive pipe |
US8844648B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for EM ranging in oil-based mud |
US9115569B2 (en) | 2010-06-22 | 2015-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement |
WO2012002937A1 (en) | 2010-06-29 | 2012-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for sensing elongated subterraean anomalies |
US9360582B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements |
US9002649B2 (en) | 2010-07-16 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Efficient inversion systems and methods for directionally-sensitive resistivity logging tools |
US9562987B2 (en) | 2011-04-18 | 2017-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multicomponent borehole radar systems and methods |
JP5741296B2 (ja) * | 2011-08-01 | 2015-07-01 | 富士通株式会社 | 通信装置 |
MX343207B (es) | 2011-10-31 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y metodos de registro de induccion multi-componente utilizando correccion de pozo de sondeo obm en tiempo real. |
US9075164B2 (en) * | 2012-05-02 | 2015-07-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for deep transient resistivity measurement |
AU2012383577B2 (en) | 2012-06-25 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals |
US20140156211A1 (en) * | 2012-11-30 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Tilted Test Loop Calibration System |
US9354347B2 (en) | 2012-12-13 | 2016-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for deep transient resistivity measurement while drilling |
CN103306669A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-09-18 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种多模式多深度电阻率测量仪器及其使用方法 |
CN103306670A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-09-18 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种地层电阻率测量仪器及其使用方法 |
CN103293555A (zh) * | 2013-05-22 | 2013-09-11 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种地层介电常数和电阻率测量仪器及其使用方法 |
CN103643946A (zh) * | 2013-12-16 | 2014-03-19 | 西南石油大学 | 一种随钻双电参数测井仪器 |
WO2016099989A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Systems and methods for acquiring measurements using electromagnetic tools |
US10061051B2 (en) | 2015-10-12 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Whole-space inversion using phase correction method for multi-frequency dielectric array logging tool |
EP3337951B1 (en) | 2015-10-26 | 2023-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency ratiometric processing of resistivity logging tool data |
US10132953B2 (en) | 2016-08-26 | 2018-11-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Electromagnetic wave propagation measurements without synchronization |
GB2573411B (en) * | 2016-11-17 | 2022-05-04 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Identifying antenna system parameter changes |
WO2018111221A1 (en) * | 2016-12-12 | 2018-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Technologies for in-situ calibration of magnetic field measurements |
US10942288B2 (en) | 2017-08-07 | 2021-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Component-based look-up table calibration for modularized resistivity tool |
US10808526B2 (en) * | 2018-10-16 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transmitter and receiver interface for downhole logging |
WO2020101709A1 (en) * | 2018-11-16 | 2020-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Air-hang calibration for resistivity-logging tool |
CN116856920B (zh) * | 2023-07-06 | 2024-04-02 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种随钻方位电磁波电阻率仪器使用方法及仪器 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001675A (en) * | 1989-09-13 | 1991-03-19 | Teleco Oilfield Services Inc. | Phase and amplitude calibration system for electromagnetic propagation based earth formation evaluation instruments |
US5869968A (en) * | 1994-03-11 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for avoiding mutual coupling between receivers in measurement while drilling |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU798671A1 (ru) * | 1977-04-21 | 1981-01-23 | Всесоюзный Научно-Исследова-Тельский Институт Нефтепромысло-Вой Геофизики | Способ электромагнитного каро-ТАжА СКВАжиН |
US5278507A (en) | 1991-06-14 | 1994-01-11 | Baroid Technology, Inc. | Well logging method and apparatus providing multiple depth of investigation using multiple transmitters and single receiver pair having depth of investigation independent of formation resistivity |
US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
US5345179A (en) * | 1992-03-09 | 1994-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Logging earth formations with electromagnetic energy to determine conductivity and permittivity |
US5332048A (en) * | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5318137A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5318138A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5594343A (en) * | 1994-12-02 | 1997-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas |
-
1999
- 1999-08-04 US US09/368,471 patent/US6218842B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-08-02 AR ARP000103983A patent/AR025216A1/es active IP Right Grant
- 2000-08-03 EP EP00957291A patent/EP1206713B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-03 CA CA002380938A patent/CA2380938C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-03 DE DE60018765T patent/DE60018765T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-03 WO PCT/US2000/021236 patent/WO2001011390A1/en active IP Right Grant
-
2002
- 2002-01-31 NO NO20020503A patent/NO335409B1/no not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-09-25 NO NO20141159A patent/NO339690B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001675A (en) * | 1989-09-13 | 1991-03-19 | Teleco Oilfield Services Inc. | Phase and amplitude calibration system for electromagnetic propagation based earth formation evaluation instruments |
US5869968A (en) * | 1994-03-11 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for avoiding mutual coupling between receivers in measurement while drilling |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1206713B1 (en) | 2005-03-16 |
CA2380938A1 (en) | 2001-02-15 |
DE60018765D1 (de) | 2005-04-21 |
NO335409B1 (no) | 2014-12-08 |
EP1206713A4 (en) | 2003-07-30 |
NO20020503D0 (no) | 2002-01-31 |
DE60018765T2 (de) | 2006-02-02 |
EP1206713A1 (en) | 2002-05-22 |
CA2380938C (en) | 2006-06-20 |
NO20141159A1 (no) | 2002-03-22 |
US6218842B1 (en) | 2001-04-17 |
WO2001011390A1 (en) | 2001-02-15 |
AR025216A1 (es) | 2002-11-13 |
NO20020503L (no) | 2002-03-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339690B1 (no) | Multifrekvent elektromagnetisk bølgeresistivitetsverktøy med forbedret kalibreringsmåling | |
CA2431841C (en) | Compensated multi-mode electromagnetic wave resistivity tool | |
NO335415B1 (no) | Resistivitetsverktøy og fremgangsmåte for å oppnå resistivitetsmålinger i et borehull | |
CA2398154C (en) | Bed boundary detection and invasion profiling with uncompensated electromagnetic wave resistivity sensors | |
US6850068B2 (en) | Formation resistivity measurement sensor contained onboard a drill bit (resistivity in bit) | |
NO20181671A1 (no) | Foroverseende loggesystem | |
NO20130493L (no) | Retningsbestemte malinger av resistivitet for asimutal naerhetsdeteksjon av laggrenser | |
NO339189B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for måling av elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som penetreres av et borehull. | |
NO343672B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsavbildning under boring | |
NO339716B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for resistivitetsmålinger under rotasjonsboring | |
NO175499B (no) | Fremgangsmåte og apparat for brönnlogging | |
NO335897B1 (no) | Flerdybdefokusert resistivitetsavbildningsverktøy for anvendelse ved logging under utboring | |
US10359536B2 (en) | Surface calibration of a wellbore resistivity logging tool | |
NO305417B1 (no) | FremgangsmÕte og apparat for bestemmelse av horisontal og vertikal elektrisk konduktivitet for grunnformasjoner | |
NO339136B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av formasjonsresistivitet foran og asimutalt rundt borekronen | |
AU2012216293B2 (en) | Apparatus and methods of determining formation resistivity | |
AU2006226933A1 (en) | OBM sensor with a single loop antenna | |
US7579840B2 (en) | Broadband resistivity interpretation | |
AU2002239408A1 (en) | Compensated multi-mode electromagnetic wave resistivity tool |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |