CN111655970B

CN111655970B - 用于定向钻井的连续轨迹计算

Info

Publication number: CN111655970B
Application number: CN201880076946.2A
Authority: CN
Inventors: 熊·阮; 洛根·D·索伦森; 戴维·L·沃尔特; 阿杜尔·V·卡巴基安; 拉维夫·佩拉西亚; 硕勤·王; 戴维·W·谢安; 利安·X·黄; 戴维·T·张
Original assignee: HRL Laboratories LLC
Current assignee: HRL Laboratories LLC
Priority date: 2017-12-04
Filing date: 2018-12-03
Publication date: 2023-12-12
Anticipated expiration: 2038-12-03
Also published as: EP3721055A1; WO2019112977A1; EP3721055B1; CN111655970A; US11299981B2; US20190169979A1; EP3721055A4

Abstract

一种用于在钻井期间使用的仪器封装。所述仪器封装包括多个仪器，诸如加速计、陀螺仪和磁力计；计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量结果来确定所述多个仪器的当前位置；并且其中，所述多个仪器通过一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离。计算机优选地具有分析由多个仪器产生的一组测量值的至少两种模式不同的分析模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式在主动钻探正在发生的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式在主动钻探未发生的时间期间是可操作的。

Description

用于定向钻井的连续轨迹计算

相关申请的交叉引用

本申请要求于2017年12月4日提交的称为“设计用于定向钻井的连续引导和导航系统”的美国临时专利申请62/594,073的权益，其公开内容通过引用合并于此。本申请还要求于2018年12月3日同时提交的美国专利申请16/208,449的权益，其公开内容通过引用合并于此。

本申请还与以下申请相关：

i.2015年9月28日提交的名称为“利用多站分析的实时轨迹估计”的美国临时申请62/233,936，及其相关的2016年9月28日提交的美国非临时申请15/279,390，及其相关PCT申请PCT/US2016/054256，每个申请都通过引用合并于此；

ii.2016年11月29日提交的名称为“基于实时惯性感测的增量轨迹估计”的美国临时申请62/427,561，及其相关的2017年11月28日提交的美国非临时申请15/825,067，及其相关PCT申请PCT/US2017/063544，每个申请都通过引用合并于此；

iii.2017年2月21日提交的名称为“基于MEMS的井下导航惯性测量单元(IMU)传感器套件”的美国临时申请62/461,715，及其相关的2018年2月15日提交的且名称为“基于MEMS的传感器套件”的美国非临时申请15/897,819，及其相关的PCT申请PCT/US2018/018378，每个申请都通过引用合并于此；

iv.2017年1月26日提交的名称为“用于钻井时自主导航的机会传感器融合算法”的美国临时专利申请62/451,019，及其相关的2017年11月27日提交的美国非临时申请15/823,489，及其相关的PCT申请序列号PCT/US2017/063336；申请15/823,489是2016年12月21日在美国提交的名称为“旋磁地质定位系统”的美国申请15/387,435的部分延续申请，其是2016年4月11日提交的名称为“通过频率锁定到超稳定时钟来稳定科里奥利振动陀螺仪”的美国临时申请62/321,042的非临时专利申请，上述申请中的每一个通过引用合并于此；

v.2017年3月27日提交的名称为“自主井眼钻井用自适应井下惯性测量单元校准方法和装置”的美国临时申请62/477,327，及其相关的2018年2月15日提交的美国非临时申请15/897,907，及其相关PCT申请PCT/US2018/018402，每个申请都通过引用合并于此；

vi.2017年3月27日提交的名称为“使用到达时间技术从井下压力传感器确定井筒中的测量深度(MD)的系统”的美国临时申请62/477,344，及其相关的2018年1月26日提交的美国非临时申请15/881,700，及其相关的PCT申请PCT/US2018/015612，每个申请都通过引用合并于此；

vii.2017年6月26日提交的名称为“多自由度隔振器”的美国临时申请62/524,867，及其相关的2018年6月11日提交的美国非临时申请16/004,854，每个申请都通过引用合并于此；

viii.2017年6月26日提交的名称为“流体和弹性体组合隔振器”的美国临时申请62/524,941，及其相关的2018年4月19日提交的非临时申请15/957,202，及其相关的PCT申请序列号PCT/US2018/028299，每个申请都通过引用合并于此；

ix.2017年6月26日提交的名称为“联合热调节和机械隔离”的美国临时申请62/525,031，及其相关的2018年6月25日提交的非临时申请16/017,669，及其相关的PCT申请PCT/US2018/039340，每个申请都通过引用合并于此；

x.2017年8月8日提交的名称为“高质量因子MEMS硅生命之花振动陀螺仪(FVG)”的美国临时专利申请62/542,744，及其相关的2018年6月7日提交的非临时申请16/003,010，及其相关的PCT申请PCT/US2018/036564，每个申请都通过引用合并于此；

xi.2017年8月11日提交的名称为“具有高阶旋转对称机械结构和32个电极的多模科里奥利振动陀螺仪”的美国临时专利申请62/544,661，及其相关的2018年6月8日提交的非临时申请16/004,310，及其相关的PCT申请PCT/US2018/036786，每个申请都通过引用合并于此；

xii.2017年9月7日提交的名称为“高质量因子MEMS硅铰链和开槽振动陀螺仪(HSVG)”的美国临时专利申请62/555,617，及其相关的2018年8月13日提交的非临时申请16/102,565，及其相关的PCT申请PCT/US2018/046559，每个申请都通过引用合并于此；

xiii.2017年12月8日提交的名称为“MEMS辅助插入器”的美国临时专利申请62/596,463，其公开内容通过引用结合于此；

xiv.2018年5月9日提交的名称为为“具有高锚定质量因子(Q)的工程径向刚度的盘式谐振陀螺仪(DRG)”的美国临时专利申请62/669,326，其公开内容通过引用合并于此；以及

xv.2018年5月9日提交的名称为“具有平面外电极(OES)的盘谐振器陀螺仪(DRG)”的美国临时专利申请62/669,333，其公开内容通过引用结合于此。

关于美国联邦赞助研究或开发的声明

无。

技术领域

本发明一般涉及钻井，尤其涉及在主动钻探操作期间的连续井眼轨迹计算。

背景技术

I.现有技术导致基于不完整且可能也不准确数据的钻井

天然气和石油工业通常在很远的地下距离引导钻孔设备。由于井下钻具组合(BHA)处的噪声环境和用于与地面通信的低数据速率，通常由顶侧司钻在没有任何导航传感器操作的情况下执行钻孔。当司钻需要知道BHA的当前位置时，他们暂停钻探操作并且使用各种井下传感器来估计钻孔设备的位置和轨迹。当将附加长度的管添加到用于转动BHA和/或向其施加重量的钻柱时，这种暂停不时地自然发生。这些暂停被称为勘测时间，然后钻机被称为处于“勘测模式”。通常采用基于磁力计的轨迹估计来基于磁力计读数估计井眼轨迹。磁力计用于检测钻头附近的钻具的方位角。通过将磁力计与陀螺仪配对，司钻能够了解地下钻子的倾角和方位角，从而允许轨迹估计。来自磁力计和陀螺仪的数据通常被发送到非现场办公室用于评估以确定轨迹估计，然后将轨迹估计发送回现场的钻孔机，并且由于时间在钻探操作中是至关重要的，司钻可以在将附加长度的管添加到钻柱之后并且在他们从非现场办公室接收到轨迹估计之前立即开始钻探。

但是，一个问题是，上述测量是在所有传感器静止且钻探已经停止的情况下进行的，即，在勘测模式下进行的。顶侧司钻必须在勘测之间进行航位推算，并且在等待来自非现场办公室的新轨迹估计时也必须频繁地进行航位推算。此外，勘测并不精确。由于钻孔的路径长度的不确定性以及地球磁场和旋转速率的测量误差，钻头位置的精度随着钻头沿钻孔向下行进而降低。

最好采用在自主车辆、自动驾驶飞机和室内机器人运动等方面使用的导航技术，以提供在主动钻探作业期间以及在勘测期间可用的实时位置和轨迹估计。在上述导航技术中，提供连续测量的加速计、陀螺仪和磁力计用于实时轨迹估计、姿态确定和导航。

将这些车辆导航技术应用于井下钻井环境的一个问题是，这些技术对陀螺仪中的偏流非常敏感。井下环境极其“嘈杂”(即振动、冲击、环境温度波动等)。结果，陀螺仪的偏置漂移很难被抑制到可接受的下限。任何确定性或随机偏差将由于其与时间立方的比例性而导致大的位置估计失控。

从概念上讲，陀螺仪测量的偏差可以通过将陀螺仪固定在惯性框架中并监测输出来确定。输出的平均值是偏差。通过测量随时间推移的偏差，例如连续一小时长间隔，每单位时间的偏差的变化是偏差漂移。

将这些技术应用于井下钻井环境的另一个问题是，目前在钻井过程中，井下传感器和上侧司钻之间实时通信的数据速率非常有限，大约为每秒12位。

因此，持续需要一种快速和准确的轨迹估计系统，其优选地跨钻井操作的各种配置、平台和阶段实时操作(以及事后勘测)。

目前的定向钻井过程需要许多步骤才能确定估计的轨迹，首先是连接一个新的管架(管架通常长约90英尺，业内称为“三管架”)，该管架启动传感器数据(勘测)采集。包括多个间隔的人工干预和多个数据转换/校正的这种冗长的过程可能潜在地增加钻井的显著延迟。部分地由于这些延迟，在减少非生产时间的压力下，司钻将经常在不等待来自地质测量员的处理数据或指导的清楚分析的情况下进行。在井眼可以基于先前数据的模糊概念下，一旦数据已经被校正、接收和解释，司钻就被迫校正航向。虽然司钻的主要动机是尽快钻井以减少非生产时间，但必须考虑其他因素，这些因素对整个作业有深远的影响，包括井眼质量(最小的弯曲度、双向弯折严重程度)、最小的故障率和最大的油藏采收率。司钻通过调整几个主要参数来控制钻头：钻压(WOB)、钻柱rpm、钻电机rpm、通过钻柱rpm的钻面角、以及钻井液(通常称为钻井泥浆或仅称为“泥浆”)流速。然而，在整个行业中几乎没有一致性，甚至在团队之间也没有一致性，并且结果可以根据具体的人员而变化。

在这些过程中实行自治是理想的。但是这种自主需要井下传感器和具有BHA控制的顶侧司钻(如上所述)之间的实时通信，因为给定本技术，例如只有顶侧司钻可以控制WOB和钻柱RPM。目前，井下传感器与顶侧司钻之间的通信仅能在勘测期间可靠地发生，并且在这样的勘测期间数据速率极其缓慢。可能会有一个解决方案。但是同时，存在一种比如上所述的当前使用的方法更好的估计钻柱轨迹的方法。

在勘测期间，不是仅仅确定钻头的位置(或者更准确地说是附近井下传感器的位置)，而是如本文所公开的，一种更好的解决方案是增加在勘测期间收集的位置信息，并且利用在主动钻探期间在井下计算的位置信息来增加静止勘测信息。在主动钻探期间在井下收集的传感器数据(与由于钻井时的噪声环境而产生的静止勘测数据相比)可能不太准确，但是在主动钻探期间能够收集的数据(由于在勘测次数之间可能存在多个小时)而比在测量期间能够收集的数据多得多，因此，在钻井时计算钻头位置可有利地用于在钻井时实现实时引导或至少实时轨迹计算。

如图1A所示，现有技术的用于导航的传感器系统100，例如姿态和航向参考系统(AHRS)和惯性导航系统(INS)，通常包括形成BHA的一部分的离散的单轴传感器的线性堆叠。BHA位于钻柱靠近钻头的端部，钻头位于钻柱的最末端。图1A所示的现有技术的传感器系统100包括容纳线性堆叠的三个单轴加速计102的壳体或底盘101，三个单轴加速计102堆叠在线性堆叠的三个单轴磁力计103的顶部上。以线性布置堆叠传感器102、103导致传感器系统100的相对大的体积封装或包络。例如，在石油和天然气工业中使用的现有技术的随钻测量(MWD)勘测工具通常限于装配在3.5英寸钻铤内的1.875英寸外径的底盘101，并且容纳在底盘101中的传感器102、103和相应的电子器件的轴向布置可以具有沿着底盘101的轴线延伸超过2英尺的长度。另外，现有技术的传感器系统100的相对大的体积尺寸可能导致相对高的成本、重量和功耗，并且可能阻止传感器系统100定位在最佳位置。

此外，由于传感器系统100的相对大的体积尺寸和传感器102、103之间的间隔，现有技术的传感器系统100还对外部环境刺激敏感，例如对传感器系统100上的热梯度和机械梯度敏感。例如，传感器系统100的不同部分上的不同热负荷或机械负荷(例如，应力)可以根据传感器系统100上的热负荷和机械负荷的分布来改变传感器系统100的输出。当传感器系统100被结合到导航系统中时，由现有技术的传感器系统100呈现的这些空间相关效应可能导致位置误差和不确定性。

II.磁噪声限制了传统随钻测量(MWD)操作的精度，并且阻止了井眼轨迹上的不确定椭圆的进一步减小。

传统随钻测量(MWD)定向系统使用磁力计和加速计的传感器套件来获取井底钻具组合(BHA)的姿态(倾角、方位角、工具面)以进行轨迹估计。例如，参见图1A的以上关于现有技术传感器套件的讨论。用于计算井眼轨迹及其伴随的不确定椭圆体(EOU)的标准井眼测量精度工业指导委员会(ISCWSA)误差模型表明，主要误差存在于沿方位角方向，并且该误差的来源不是来自磁力计，而是破坏传感器数据的时间和空间磁干扰。将磁噪声与真实地球磁场分离的误差校正是标准实践，并且可以使EOU降低60％，但是这种校正(即，多站分析)仅在传感器数据被传输到地面并且被发送离现场到远程第三方设施时才执行。将磁免疫陀螺仪结合到定向系统中提供了能够有效补偿磁误差的独立方位信息源。这些陀螺仪通常为动态调谐(DTG)类型，其采用旋转质量来检测角速率，因此对振动和冲击高度敏感并且易于物理接触和损坏，因此在钻孔期间需要断电循环以避免由于机械部件的复杂性而导致的传感器故障。因此，这些陀螺仪不能在大部分钻井过程中使用，而只能在勘测期间使用。因此，虽然这些现有技术可以被称为随钻测量(MWD)，但是在钻柱不转动并且钻电机关闭时进行先前的测量，因此术语“MWD”有点误导。现有技术MWD测量是在井眼形成期间进行的，但不是在主动钻探该井眼时进行的。

III.空间轨迹分辨率有限

目前用于生成井眼位置和轨迹的定向钻井实践在井下数据的分辨率和连续性方面受到传统MWD技术的限制。因此，井眼轨迹通常具有90英尺(立管的近似长度“三倍”)的空间分辨率，这由在立管连接期间进行的测量决定。在勘测之间没有附加信息的情况下，通过理想化的最小曲率方法在勘测点之间内插井眼路径，该方法能够掩盖现实世界中的缺陷，例如弯曲度和双向折弯严重程度，这两者都是不完美钻井操作的副作用。对实际井眼轨迹的忽视会影响甚至误导钻井、地质导向(根据地质信息引导和控制钻头)的关键决策。

IV.井下数据保真度、采样率较差

油气行业目前缺乏对井下环境的扎实了解，例如钻柱动态(振动、冲击、涡动、粘滑)与岩层特性(孔隙度、硬度、岩性)之间的关系，以及这两个数据集如何为更好的钻井实践提供信息或预测钻井期间的系统故障。来自井下动态的有价值的信息可能具有远远超过当前传感器带宽(400Hz)的频率内容，因此不能被当今的MWD工具完全捕获。现有MWD传感器在不频繁的时间获取数据，潜在地留下井下信息的缺乏，否则井下信息将能够实现更好的钻井实践。

V.钻孔头深度测量不准确

测量深度的获取对于根据两次测量之间钻出的管道长度来估计井眼轨迹至关重要。前述用于在勘测之间内插井眼路径的最小曲率方法假定基于测量的立管长度的固定距离，但不考虑管下垂或拉伸。即使没有管下垂或拉伸，考虑到管长度可以显著变化-足以在20,000英尺的管已经钻入井眼中之后影响轨迹，当前的管测量方法也具有显著的误差。虽然测量深度可以通过多种方法来估计，但它们都依赖于地面所采取的步骤，这些步骤需要额外的基础设施和后勤。传感器在操作期间偏离校准范围。当今的传感器误差校正主要由第三方在非现场设施处完成。除了增加的成本和对这些第三方的依赖性之外，当前的复杂过程可能在地面上的数据采集、将数据集传输到远程设施、以及接收校正值以计算BHA姿态之间花费超过12分钟，此时钻井操作已经开始，无需准确地知道勘测位置。一旦收到并解释了数据，司钻就会纠正航向，经常导致过度纠正和微双方弯折严重程度的增加。即使传感器在到达现场之前被校准，已知传感器在操作期间漂移。目前没有监控这些漂移的技术。

VI.当前公开的技术可以提供实时构建的精确井眼轨迹

根据本发明原理的实施例描述了一种自主的、连续的井下导航系统，其主要设计用于定向、水平或非常规钻井，其中可以实时构建精确的井眼轨迹。尽管诸如随钻测量(MWD)的常规定向系统简单地记录且以90英尺的空间间隔传输磁和重力测量，但是根据本发明原理的用于定向钻孔的连续轨迹计算(CTCDD)系统通过融合多个传感器数据流(包括磁和加速度)而超过当前的MWD能力，以构建连续且更精确的井眼轨迹，并且优选地还基于环境条件(例如，过度振动、旋转)或井眼轨迹与井规划的偏差而自动采取适当的动作。

如下文更详细描述的，融合数据以获得实时构造的精确井眼轨迹涉及提供具有至少两种操作模式(包括连续模式和勘测模式)的仪器包(包括至少三个3轴传感器)，所述连续模式至少在所述钻井装置正在主动钻探的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井装置没有正在主动钻探的时间期间是可操作的。信号处理设备将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述至少三个传感器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述信号处理设备存储为存储数据。信号处理设备在处于操作的所述勘测模式时将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以(i)根据在处于操作的所述勘测模式时从所述至少三个传感器收集的数据确定井下仪器封装的计算位置和姿态，所述计算位置和姿态由所述存储的数据增强(ii)。

发明内容

在一个方面，本发明提供了一种用于钻井装置的井下仪器包，该井下仪器包包括：至少三个传感器，包括加速计、磁力计、陀螺仪，其中，所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，所述细长构造由减震器支撑在与所述钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间；所述仪器包优选地具有至少两种操作模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述钻井装置正在主动钻探的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井装置不主动钻探的时间期间是可操作的；所述信号处理设备在处于操作的所述连续模式时将第一组算法应用于从所述至少三个传感器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下被检测到的数据的结果被所述信号处理设备存储为存储数据，所述信号处理设备将优选地不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在操作的所述勘测模式下来自所述至少三个传感器的数据，以优选地(i)根据在操作的所述勘测模式下时从所述至少三个传感器收集的数据确定井下仪器封装的计算位置，所述计算位置由所述存储的数据增强(ii)。

在另一方面，本发明提供了一种用于钻探油田井眼的井底组件(BHA)，其包括：多个仪器，其进一步包括加速计、陀螺仪，以及磁力计；计算机，其被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量结果来确定所述多个仪器的当前位置；并且其中，所述多个仪器通过一个或多个多自由度隔振器与所述BHA的钻头组件机械隔离。

在又一方面，本发明提供了一种在主动钻探所述井的同时监测钻井操作的方法，该方法包括：从在井底组件(BHA)内振动隔离的多个井下环境传感器收集一组测量值；通过将在主动钻探所述井时收集的数据与在钻井操作没有主动钻探井时收集的数据进行比较，将该组测量值处理为对环境传感器当前位置的实时评估。

附图说明

当结合以下附图考虑时，通过参考以下详细描述，本公开的实施例的这些和其他特征和优点将变得更加明显。在附图中，在所有附图中使用相同的附图标记来表示相同的特征和部件。附图不一定是按比例绘制的。另外，该专利或申请文件包含至少一个以彩色执行的绘图。本专利或专利申请出版物的复印件连同彩色图纸将由专利机关根据要求提供，并支付必要的费用。

图1A示出了现有技术的传感器套件的示意性侧视图，该传感器套件包括一系列堆叠加速计和一系列堆叠磁力计。

图1B是根据本公开的实施例的基于微机电(MEMS)的传感器套件的示意性侧视图；

图2是图1B的基于微机电(MEMS)的传感器套件封装的示意性侧视图，其中隔振器附接并设置在BHA的一部分中。

图3示出了连续自导航钻井装置(井下工具)的主要元件的示意图。

图4描述了同步加速计数据，以基于边缘检测、传感器数据的突然下降/跳跃来检测可信的静默时段。勘测被描述为低噪声。

图5中的图表示出了至少120秒长(上图)或至少30秒长(下图)的相对安静钻井周期的发生。

图6a和图6b是艾伦偏差图，示出了各个传感器(分别为惯性加速计和磁力计)的本底噪声以及达到本底噪声的相应平均时间。

图7是通过高级数据处理器从连续传感器数据中检测到的机会的勘测图，使得CTCDD能够填充勘测点之间的空隙，从而产生更精确的轨迹。

图8描绘了环境模块捕获的振动数据。

图9示出了高级数据处理器(ADP)的一个实施例，其功能是检测潜在破坏性事件并向控制钻机的人员传递警告消息(标志)。

图10a和图10b是弹性液压隔离器的基本模块或版本的表示，示出了单轴隔离器的两个主要实施例。在实践中，在不同方位使用多个单元以提供控制器与来自任何方位的干扰的隔离。图10a和图10b的弹性液压隔离器优选地相对于彼此正交地布置。如图10c示意性地描绘的，附加布置是可能的。

图11示出了一旦传感器数据已经通过DSP用于信号调节时的操作序列的实施例。

图11a是根据本公开的一些实施例的传感器融合算法(SFA)的图示，包括环境传感器封装、惯性传感器封装、信号处理和测量深度确定。图中的RSS是钻头处的旋转可操纵系统。

图11b是根据本公开的一些实施例的在测量操作模式下的SFA的图。

图11c是根据本公开的一些实施例的在连续操作模式下的SFA的图。

图11d描述了卡尔曼滤波器的另选实施例。

图12是示出所公开的芯片级MEMS传感器与市售传感器相比的尺寸优势的照片。

图13a和图13b描绘了如图所示的陶瓷无引线芯片载体，其优选地用于承载所公开的传感器。

图14描绘了保持传感器芯片、前端传感器电子器件和信号路由的示例或现有技术电子织物，其可以由柔性电路或刚性柔性印刷电路板构成，如本照片所示。

图15示出了自动传感器芯片组件封装的实施例。

具体实施方式

将通过参考各种非限制性实施例、示例和附图来详细描述本发明的结构和方法。附图提供了对本发明的代表性说明，并不限制其内容。附图不应被解释为以任何方式进行限制，并且不按比例绘制。所属领域的技术人员将理解，本发明的范围延伸超出所描绘的特定实施例。

除非另有说明，说明书和权利要求书中使用的表示尺寸、容量、电导率等的所有数字应被理解为在所有情况下都被术语“约”所修改。在不限制权利要求范围的等效原则的应用的情况下，每个数字参数应当至少根据所报告的有效数字的数目并通过应用普通舍入技术来解释。

与“包括”、“包含”或“特征在于”同义的术语“包括”是包含性的或开放式的，并且不排除附加的、未说明的元素或方法步骤。“包括”是权利要求语言中使用的术语，其意味着所提及的权利要求元素是必要的，但是可以添加其他权利要求元素并且仍然形成权利要求范围内的构造。

如本文中使用，短语“由...组成”不包括权利要求中未规定的任何要素、步骤或成分。当短语“由...组成”(或其变体)出现在权利要求正文的条款中，而不是紧跟在序言之后时，它仅限制该条款中规定的要素；其他要素不排除在整个权利要求之外。如本文所使用的，短语“基本上由...组成”将权利要求的范围限制在规定的要素或方法步骤，加上实质上不影响所要求保护的主题的基础和新颖特征的那些。

关于术语“包括”、“由...组成”和“基本上由...组成”，本文中使用这三个术语中的一个时，本公开和要求保护的主题可以包括使用其他两个术语中的任一个。因此，在未另外明确叙述的一些实施例中，“包括”的任何实例可由“由...组成”或另选地由“基本上由...组成”代替。

本说明书和所附权利要求书中使用的单数形式“一”、“一个”和“该”包括复数引用词，除非上下文另有明确规定。

在本详细描述中，已经参考了多个实施例和附图，其中以图示的方式示出了本发明的具体示例性实施例。充分详细地描述这些实施例以使所属领域的技术人员能够实践本发明，且应理解，所属领域的技术人员可对所公开的各种实施例进行修改。本发明还并入本文中所描述的结构、系统及方法的常规实验及优化。

在上述方法和步骤指示以特定顺序发生的特定事件的情况下，本领域普通技术人员将认识到，可以修改特定步骤的顺序，并且这样的修改符合本发明的变型。另外，当可能时，某些步骤可以在并行处理中同时执行，以及顺序地执行。

本说明书中确定的所有出版物、专利和专利申请通过整体引用的方式合并于此，就像每个出版物、专利或专利申请在此具体和单独提出一样。

上述实施例、变型和附图应当提供本发明的实用性和多功能性的指示。在不脱离本发明的精神和范围的情况下，也可利用不提供本文阐述的所有特征和优点的其它实施例。这样的修改和变化被认为在由权利要求限定的本发明的范围内。

钻井技术的当前状态

最先进的钻井技术的当前状态依赖于“智能”地面作业和“哑”钻具组合(BHA)装置。地面操作者周期性地(在相当长的时间间隔上)接收测量深度、BHA方位角、倾角、工具头角度、地球磁场和地球重力的测量值。根据这些测量值，地面操作者计算BHA的位置和取向，将当前位置与井规划进行比较，并且计算对BHA的命令以改变BHA轨迹以匹配井规划。

这种数据采集之间的间隔相当长，通常为几个小时，因为每次地面操作者想要更新给予BHA的命令时，操作者必须停止钻井、激活传感器、收集数据并重新计算命令。这通常是在操作者需要向钻柱添加管道的增量时完成的。在这些数据收集和计算的间隔之间，传感器断电并且BHA恢复钻孔，直到必须添加另一段管道或者操作者认为必须更新BHA命令为止。因此，由于BHA对其实际位置或方向具有有限的知识(基本上假定的知识)，所以钻井大部分是盲进行的。虽然在旋转或滑动时，BHA可以将温度、伽马强度和工具面角度传输到表面，但是这不能提供足够的数据以能够计算BHA的当前位置。旋转是指旋转构成钻柱的管。其效果是使钻头旋转，并且如果钻电机接通，则钻头将根据工具面角度以螺旋行进，滑动意味着钻柱的管不旋转。其效果是，如果钻电机接通使钻柱遵循简单曲线而不是遵循螺旋，则钻头将在由工具面角设定的方向上行进。此外，BHA位置和取向的重新计算通常要求操作者将所收集的数据送出现场以进行处理和分析，从而在能够恢复钻井之前引入甚至更多的延迟，以根据钻井计划将BHA从其当前位置引导到其期望位置。

这个钻井-停止-计算-命令-钻井序列的另一个复杂性是操作者必须通过保持钻柱中的管道数量的计数来计算钻柱的长度。另选地，操作者可以通过钻探泥浆向BHA发送定时脉冲，其中通过使BHA处的时钟与地面操作同步来将到达时间与BHA处的传输时间进行比较。必须将测得的深度(MD)传输到地面，以并入BHA命令中。这导致了进一步的延迟，并且提供了在计算将被给予BHA以回到钻井计划的命令时出现错误的机会。

根据本发明的某些实施例的原理的操作概念

允许钻井时连续引导的一个关键使能器是图1B所示的传感器封装或套件200，其足够小和足够轻，使得隔振器允许在钻孔时收集传感器数据。现有技术可以提供传感器测量，但不是在钻井时。传感器封装的重量妨碍了振动与钻井单元的有效隔离。传感器封装200和底盘201的重量优选地小于6.5磅。

根据本发明原理的实施例包括小的、重量轻的传感器封装和有效地将传感器与钻井时存在的振动隔离的隔振器。

现在参照图1B，根据本公开的一个实施例，基于MEMS的惯性传感器套件200(优选地包括三轴加速计202、三轴陀螺仪203和三轴磁力计220)安装在(优选地由铝形成)壳体或底盘201内。壳体或底盘201也可以容纳其它元件例如计算元件，但是壳体或底盘201重要地容纳通过隔振器230与BHA235振动隔离的三轴加速计202，三轴陀螺仪203和三轴磁力计220(参见图2)。壳体或底盘201连同其相关联的传感器套件200和隔振器230以及优选地各种其它元件(参见图3)设置在压力套管231内，压力套管231优选地由铜铍(CuBe)制成。压力套管231通过扶正器翅片233居中地定位在钻杆234中。在传感器套件200的(图1B)所示实施例中，三轴加速计202包括加速计传感器多面体(其优选地以立方体形状实施)204或在加速计传感器多面体204的三个面205(例如，三个相互正交的面)上具有一系列面205和三个单轴加速计206、207、208的管芯。基于MEMS的传感器套件200的三轴陀螺仪203优选地包括陀螺仪传感器多面体(再次优选地以立方体形状实施)或管芯212，其在陀螺仪传感器多面体212的三个面213(例如，三个相互正交的面)上具有一系列面213和三个单轴MEMS陀螺仪214、215、216。基于MEMS的传感器套件200的三轴磁力计220包括磁力计传感器多面体(例如，立方体)或管芯221，其具有一系列面222和在磁力计传感器多面体221的三个面222(例如，三个相互正交的面)上的三个单轴磁力计223、224、225。

三个单轴MEMS陀螺仪214、215、216可以体现为(i)生命之花振动陀螺仪(FVG)，正如以下文献中所教导的：2017年8月8日提交的名称为“高质量因子MEMS硅生命之花振动陀螺仪(FVG)”的美国临时专利申请62/542,744，及其相关的2018年6月7日提交的非临时申请16/003,010，及其相关的PCT申请PCT/US2018/036564，每个申请都通过引用合并于此；或者可以体现为(ii)科里奥利振动陀螺仪，正如以下文献中所教导的：2017年8月11日提交的名称为“具有高阶旋转对称机械结构和32个电极的多模科里奥利振动陀螺仪”的美国临时专利申请62/544,661，及其相关的2018年6月8日提交的非临时申请16/004,310，及其相关的PCT申请PCT/US2018/036786，每个申请都通过引用合并于此；或者可以体现为(iii)铰链和开槽振动陀螺仪(HSVG)，正如以下文献中所教导的：2017年9月7日提交的名称为“高质量因子MEMS硅铰链和开槽振动陀螺仪(HSVG)”的美国临时专利申请62/555,617，及其相关的2018年8月13日提交的非临时申请16/102,565，每个申请都通过引用合并于此。如果需要，其它陀螺仪设计可替代地用于陀螺仪214、215、216。

图3是连续定向钻井轨迹计算(CTCDD)装置相对于多轴机械隔离器230的可能子系统的示意图。在一些实施例中，CTCDD装置可以体现为独立的井下探针或探头，或者可以结合在BHA中。包括CTCDD的大部分或全部元件被封装在铜铍压力套管231中，以承受钻井环境中的极端压力(当安装在套管235中时高达20,000PSI)。图3示意性地描绘了设置在压力壳体23L内的CTCDD的各种内部模块。机械隔离器230(其也可以提供热隔离)在其底盘201内缓冲敏感部件，例如，200g的峰值冲击和沿着横向和轴向方向达到18grms的振动，并且为由内部传感器和电子器件产生的热提供热路径以流出到外部热沉(泥浆流)。隔离器230的外部是环境模块240，其以高采样率(>1kSa/s)捕获井下动态和条件。数据被流式传输通过隔离器230并进入导航计算机900，在导航计算机900中，数字信号处理器(DSP)260在将数据存储到存储器290中之前调节数据，在存储器290中，数据可以在地面检索时被下载，或者数据可以通过块370被传输到地面的旋转可操纵系统。隔离器230之间是高精度惯性传感器套件200、信号处理器260、姿态计算机270和轨迹估计器280，以及其他功能，其基于沿着轨迹的特定位置处的传感器误差来估计井眼轨迹和对应的不确定椭圆(EOU)。图3中详述的部件和子系统优选地制成可互换的，因此可以与在MWD系统中常见的标准现有技术部件和模块(例如电池、扶正器、伽马分析器和泥浆脉冲器模块)集成。

连续的传感器数据流和机会勘测

由于多轴隔振器230缓冲传感器套件200的高振动和冲击，所公开的系统能够在仅勘测点之外连续地采集数据，以包括钻井期间的数据采集。来自惯性传感器202、203和磁力计220的连续测量(例如，100Hz带宽)可用于估计连续BHA姿态(倾角、方位角、工具面)和位置。然后，连续姿态数据可以存储在存储器290中，并且可选地由泥浆脉冲器编码和传输到地面，以重构更精确和连续的轨迹。现有的MWD装置具有仅在勘测期间通电的传感器，这产生每90英尺一个数据点的稀疏轨迹。然而，CTCDD可以使用常规泥浆脉冲遥测技术以5秒的周期(典型速率)存储并且还可能编码和发送来自传感器的连续倾斜、方位角和工具面数据。假设典型的穿透速率(ROP)为60m/hr，则空间分辨率为0.3英尺，轨迹的空间分辨率提高了300倍。在5秒的相同传输周期，将ROP增加到100m/hr仍然实现了0.5英尺的轨迹分辨率。尽管与连续倾角/方位角/工具面相关的误差可能高于振动最小的理想勘测周期，但是数据仍然可以提供关于实际井眼轨迹的有价值的洞察，填补了传统勘测实践留下的空白。

MWD定向仪通常监测泥浆流的下降，以确定随机振动接近于零的勘测周期的开始。然而，在由CTCDD获取的连续传感器数据中，可能存在许多振动安静时段的实例，这些实例不是正式的勘测，并且尽管具有高价值信息，但不被当前系统记录或检测。当加速计202捕获到不会在传感器数据中引起显著误差的足够低的振动时，这些非官方的静默时段对于我们这里所称的“机会勘测”是理想的。在多个数据流被同步之后，机载高级数据处理器ADP900(参见图9)不断地扫描加速计数据流，以获得低于特定预设阈值和持续时间的持续水平。ADP 900使用多个技术来监测加速计数据以用于勘测目的。这些包括信号的边缘检测、信号方差或与钻头深度的相关性。图3的ADP优选地遵循该过程并且扫描时间序列直到加速计数据有明显的下降。将钻头深度覆盖在加速计数据上有助于确认正在进行勘测或观察到一般的静默时段。

典型的勘测时间大约为两分钟，但是，传感器202和203不一定需要太多的时间来获取数据，通常几十秒就足够了。参见图4，其示出了在钻井过程中发生的可信静默时段(低于一些任意设置的阈值)的示例性实例。当钻头遇到较软的材料并且由钻井引起的振动(噪声)较不强烈时，这些可信静默时段可以在正常钻井操作期间发生。上面的数据图表明，如果期望的可信静默时段至少为120秒长，则可以进行五次机会勘测，而在相同的时间段期间，如果期望的可信静默时段仅为至少30秒长，则可以进行十次机会勘测(参见下面的图)。期望的可信静默时段通常是可以基于例如各个传感器的艾伦偏差分析任意设置的预设持续时间。从图5中可以看出，较长的设置时间将产生较少的静默时段和较不精确的轨迹。静默时段检测例程发现沿着具有120秒持续时间的相同轨迹的机会性勘测少得多，即使相关联的误差因子低于对比的30秒机会性勘测时间(其发生两倍)期间，这导致更真实的非线性轨迹，即使更频繁的机会性勘测中的每一个具有更大的误差因子。一般的指导原则是选择最小的静默时段，而在精度和位置不确定性上没有显著的折衷。附加的机会性勘测点将产生具有减少的不确定性的更精确的井眼轨迹。

持续时间(或对数据进行平均或积分以达到最小噪声所需的时间)要求取决于每个惯性传感器和磁力计的噪声分布图。在实验室中获得这些分布图，并且在操作之前将最小时间上载到ADP 900。图6a示出了惯性加速计的艾伦方差图，而图6b示出了磁力计的艾伦方差图。艾伦偏差值(y轴)指示当在特定周期τ上平均传感器数据时加速计的噪声或不稳定性。平均40秒即可达到加速计的本底噪声(60μg)。持续时间要求和相关联的标准偏差可以在运行之前被编码到ADP 900中。磁力计220在6秒时更快地到达本底噪声。因此，基于这些图，可以以至少10秒的静默持续时间来实施对机会的任何勘测。

图7的图表示出了当机会勘测被添加到沿轨迹的标准勘测点中时，对轨迹形状的影响。三十秒的最小勘测时间产生两倍的数据点数目和更真实的轨迹。尽管真实的勘测数据在缺乏振动的情况下继续是最准确的，但是钻井期间的连续姿态信息和机会勘测仍然具有高值，尽管与钻井条件相关联的方差和不确定性更高。从上面描述的相同的艾伦方差图，井下ADP可以实时地计算每个传感器数据的相关联的标准偏差，并且在这些机会勘测期间得到所计算的倾角、方位角和工具面角度的不确定度值。

高速实时环境数据

所公开的CTCDD系统的期望特征之一是环境记录模块240，其容纳(优选地在压力套管231中)多个传感器902，包括温度和泥浆压力传感器243、高速率陀螺仪242，并且特别是高频加速计241。来自标准MWD定向模块的当前公开的CTCDD系统的某些实施例之间的一个差异在于以高采样率连续记录传感器数据以确保完全捕获高频井下事件的能力。在一个实施例中，CTCDD系统将以100Hz采样率记录高灵敏度惯性导航传感器(陀螺仪203、磁力计225、加速计202)以及连续操作的高范围和高速(>1kHz)环境传感器(陀螺仪242和加速计241)。

环境模块240优选地包括以>1kHz带宽运行的(与惯性陀螺仪203和加速计202相比)灵敏度较低但范围较高的陀螺仪242和加速计241，以捕获与钻柱动态相关联的高频异常，诸如横向和轴向冲击、粘滑和涡动，这可由异常比较器255(如果设置的话)确定。石油服务提供商确实以较低的采样率提供类似但有限的工具，或者在记录数据之前进行大量过滤。在大于1kHz的带宽处，环境传感器完全捕获现有低带宽系统主要由于较低采样率而遗漏或切断的高频事件。由环境模块捕获的振动数据在图8中示出了这一点，其中2kHz采样速率以其最满的幅度记录高频事件。当以1kHz采样时，这些相同的事件在幅度上被省略或切断。现有技术的系统仅以400Hz提供数据，严重限制了它们的值并且提供了对井下事件的错误理解。

高速环境数据有两个直接用途，有助于更好地了解钻柱动态和环境条件。当振动数据超过某些预设限值时，可向地面发送实时警报。这些限值可预示操作期间的即时工具故障或降低整个工具寿命。高保真度、高速数据采集的第二应用是作为较大数据库的一部分的原始数据的钻后分析。为了支持这样的高带宽，当前公开的CTCDD优选地包括高速微控制器、24位模数转换以及足够的存储器以最小的滤波或压缩来记录所有数据集。

高级数据处理器

图9示出了计算轻便的高级数据处理或ADP 900的流程图，该高级数据处理或ADP900可以利用内置于外部环境模块中的高速(>1kHz)传感器902(参见图3中的元件310)，以(在缓冲器906中)捕获钻柱动态，例如横向和轴向振动、粘滑、钻头反弹和旋转。根据缓冲器906中的该数据，ADP 900可以运行频域分析以确定这些动态和工具失效机制之间的任何潜在相关性或与岩石特征的关系，从而提供对地层和岩性的更大了解。在其最简单的配置中，ADP 900将对来自缓冲器906的传感器读数904应用阈值水平908和事件检测(参见元素910)，使得当例如加速计数据超过预设范围时，可以生成标志和时间戳(参见元素912)并将其记录在存储器914中，指示可能缩短操作寿命或指示即将发生的工具故障的高振动或冲击水平。这些标志可以作为潜在的故障检测被发送到地面916，以通知司钻对诸如钻压或钻柱旋转之类的关键参数进行节流。类似地，可以通过高量程陀螺仪或来自应变传感器的扭矩来测量诸如高旋转速度的其它环境因素。典型的钻柱旋转速率低于100rpm，因此可以标记超过该水平的任何读数并且记录时间戳用于钻后统计分析。最终，ADP900将演化成能够进行故障检测和钻井优化的预测分析的完全自主导航计算机。然而，此时，如果使用ADP900，则ADP 900可以简单地基于阈值检测来监测高动态事件，并且将标志或警告传输到地面。从相同的数据集，ADP 900优选地还识别静默时段，无论这些时段是否对应于勘测或机会的勘测，并且发送命令以将所计算的BHA姿态从磁罗盘算法传输到地面，用于90英尺勘测之间的轨迹分析。图9示出了ADP检测潜在破坏性事件的功能的一个实施例。任何传感器数据可用于监测、记录和标记到地面的事件。

多轴机械隔离器

机械隔离器，更优选地多轴机械隔离器230，优选地被用于防止振动影响传感器套件200(参见图2)，以在测量期间保持传感器稳定性，并且那些测量保持在校准范围内，特别是在环境振动高时的连续操作期间。隔离器230允许CTCDD即使在高冲击和振动期间也连续地操作。这些隔离器将CTCDD与现有定向系统区分开来，在现有定向系统中，除了测量时，陀螺仪是断电的。

读者的注意力集中在2017年6月26日提交的名称为“多自由度隔振器”的美国临时申请62/524,867及其相关的2018年6月11日提交的非临时申请16/004,854，为了更详细地讨论多轴机械隔振器的实施例，各申请通过引用合并于此。读者的注意力还集中在(i)2017年6月26日提交的且名称为“组合流体和弹性体隔振器”的美国临时申请62/524,941及其相关的2018年4月19日提交的非临时申请15/957,202及其相关PCT申请PCT/US2018/028299，其每一个也通过引用合并于此。

本发明的实施例优选地在多个轴上使用柔性结构和液压阻尼的组合，以在多个自由度上提供隔离。这些实施例提供了输入点或地面与输出点或地面之间施加的冲击和振动的机械隔离。为了更好地理解这些实施例，请参考附图10a和图10b连同上述的2018年6月11日提交的美国专利申请16/004,854和上述的2018年4月19日提交的美国专利申请15/957,202及其上述的相关PCT申请PCT/US2018/028299。这些图示出了本公开用于沿单个轴隔离的两种基本模块类型。

在1型机械隔离器230_1型配置中(参见图10a)，负载(来自底盘201，参见图2)沿y轴方向输入到图10a所示隔离器的顶部。该负载产生弹性体圆顶的位移，该位移又提供隔离刚度和阻尼。刚度由弹性体圆顶的材料和几何形状提供，而阻尼来自于泵送流体通过路径。通过操纵流体路径几何形状和/或流体性质，可以控制阻尼水平及其频率相关性。机械负载通过流体和弹性体两者传递到周边负载输出路径235。背压膜产生对流体的恢复力，通过流体路径将流体泵回以完成整个循环。这种配置的优点在于背压室的位置与主隔离室的位置无关，只要它们通过流体路径连接即可。

在2型机械隔离器230_2型配置(参见图10b)中，负载(来自底盘201，参见图2)输入位于两个对称隔离室的中心。该输入点连接到弹性体(或其它柔性)圆顶，该圆顶提供弹性隔离力并产生迫使流体围绕流体路径的泵送作用。如在1型机械隔离器设备中，可以操纵流体路径以控制阻尼水平、增加的刚度以及频率和温度依赖性。与2型机械隔离器的一个重要区别在于，输入位移或力在一个膜上产生推动响应，而在相对的膜上产生同时的拉动响应，导致对流体的双重作用，从而增强阻尼能力。对于这种布置，弹性体圆顶可被制成非常软，而不会显著损害它们泵送流体的能力。然而，两个隔离室需要定位成与输入连接点相对。

图10a和图10b所示模块的材料和设计可根据行程、温度、重量、力等应用要求而变化。在优选实施例中，泵送膜由弹性体材料制成，例如硅橡胶混合物或弹性模量为10至100MPa的聚氨酯。在一些实施例中，整个液压室由该弹性体材料的单个连续构件模制而成。可选地，膜可以由具有期望的面外和面内刚度特性的压花金属板构成。该膜将被安装到液压室，然后该液压室将被连接到通道流体路径以实现泵送动作。

为了实现多轴隔离，最好将单轴单元组装并连接在一起。例如，参见2017年6月26日提交的且名称为“多自由度隔振器”的美国临时申请62/524,867及其相关的2018年6月11日提交的非临时申请16/004,854，为了更详细地讨论多轴机械隔振器的实施例，各申请通过引用合并于此。在最简单的实施例中，当力或振动轴与正交于膜的轴对准时，实现了增强的阻尼。为了在多个方向上实现增强的性能，本发明在不同方向上组装多个单元，由此实现液压泵送。对于该组件可以考虑几种不同的配置，其优点取决于具体的应用约束。图10c示出了具有多个单轴隔离隔离器的潜在配置的示意图。在这些配置中，1型和2型隔离器230的各种组合是可能的。在第一配置中，类似于稍后在本公开中详细描述的实施例，我们基本上具有3个隔离器模块的直线配置。在垂直轴上，可使用1型隔离器并在该方向上施加负载。在横向方向上，可在所有侧面上使用相对的1型隔离器(总共4个)或使用两个2型隔离器，其中流体返回路径围绕设备的周边缠绕。尽管出于简化的目的示出了立方体，但是接收负载的外表面也可以是圆柱体，适合于某些应用。通过改变隔离器模块的不同平面的刚度和阻尼之间的关系，可以控制在不同方向上的总刚度和阻尼。

为简单起见，图10c也以条形示出了其他可能的配置，包括四面体族，如立方体或三角形四面体的对角线所示。这种关系提供与先前描述的正交配置不同的对称性。在这种情况下，例如，如果主负载方向是垂直的，则所有隔离器模块将具有与力施加相关联的一些流体泵送。在先前的对称性中，如果负载沿着主方向之一对准，则仅一对模块将被诱导泵送流体，这是因为膜仅在垂直于凸出膜平面的方向上泵送流体。横向运动产生在两侧平衡的流体位移，并导致有效的零流体输送。在这些情况下，负载仅由安装件的弹性特性反作用，并且流体不强烈地参与。在模块类型配置方面，正方形四边形(立方对角线)形式自然与2型隔离器兼容，而三角形面四边形更适合于1型隔离器。

最后，如果制造方法允许，安装件可以使用任意数量的隔离器230，隔离器230可以在球面对称内沿着各种角度定向。该方法可以通过平滑定向效应来提供最均匀的刚度响应。全球形对称将有利于2型隔离器，而半球形对称将匹配1型隔离器配置。

测量深度采集

可以帮助估计井眼轨迹的参数是测量深度(MD)。例如，参见图11a上的元素250。这基本上是已经连接在钻柱中的钻杆的量，因此很容易从钻机开始在地面测量，如在现有技术中经常做的那样。在此提到的方法是通过处理井下压力换能器数据来测量泥浆脉冲从井下到井口和返回的飞行传播时间。参见块252。可以通过分析由环境传感器封装240泥浆压力换能器243测量的由井下泥浆脉冲器产生的声脉冲与所接收的表面回波之间的飞行时间来确定所测量的深度，如下述文献所公开的：2017年3月27日提交的名称为“使用到达时间技术从井下压力传感器确定井筒中的测量深度(MD)的系统”的美国临时申请62/477,344，及其于相关的2018年1月26日提交的非临时申请15/881,700，及其相关PCT申请PCT/US2018/015612，每个申请都通过引用合并于此。

当前公开的CTCDD系统的实施例利用现有技术和井下部件来获取测量深度，该测量深度用作穿透率或行进距离，以解决与最小曲率方法内插相关联的误差。压力传感器监测来自脉冲发生器的反射压力脉冲，并使用累积相位延迟来确定行进时间。这种方法不需要任何来自地面的发射器将测量的深度向下发送到定向模块。压力脉冲检测可以使当前CTCDD公开的系统的实施例完全独立。在勘测模式和连续模式下，所行进的距离可用于所有种类的轨迹计算。

与MEMS陀螺仪集成位置、导航和定时

用磁力计和加速计进行的常规勘测受到给定深度的磁场矢量的实际方向的不确定性的阻碍。假设其与地面处的磁场矢量相同。以MEMS陀螺仪203为中心的完全集成的位置、导航和定时系统将提供方位角的二次测量，而不受磁矢量不确定性的影响。地球角速率的陀螺测量将与磁测量融合，以得到最佳的BHA姿态估计。当前公开的系统的实施例可以包括完全集成的位置、导航和定时(PNT)系统，以代替MWD系统中的工业标准磁力计和加速计(参见图12所示的较大传感器)，如下面参考如下文献所讨论的：2017年1月26日提交的名称为“钻井时自主引导的机会传感器融合算法”的美国临时专利申请62/451,019及其相关的2017年11月27日提交的非临时申请15/823,489，及其相关的PCT申请PCT/US2017/063336，其每一个通过引用合并于此。所公开的PNT系统优选地包括导航级三轴加速计202、陀螺仪203和低噪声时钟，以通过运行惯性导航(获取角速度和加速度并按时间积分以计算位置)或增量轨迹估计算法来在连续模式下获取井眼的位置。参见2016年11月29日提交的名称为“基于实时惯性感测的增量轨迹估计”的美国临时专利申请62/427,561及其相关的2017年11月28日提交的非临时申请15/825,067及其相关的PCT申请PCT/US2017/06354，其每一个通过引用合并于此(以下称为ITE申请)。在勘测模式下，相同的PNT可以使用例如在《AngusJamieson(安格斯·杰米森)/UHI Scotland(苏格兰)的井筒定位介绍》中教导的磁罗盘或陀螺罗盘方法来估计BHA姿态和位置。PNT的陀螺仪可以基于由以下文献公开的固态硅盘谐振器：2017年2月21日提交的美国临时申请62/461,715及其相关的2018年2月15日提交的非临时申请15/897,819及其相关的PCT申请PCT/US2018/018378，其中每一个通过引用结合在本文中，与石油和天然气工业中通常使用的传统旋转质量陀螺仪相比，由于质量减小且移动部件最少，因此其在井下发现的典型冲击和振动下不易损坏和/或不稳定。可替换的陀螺仪设计在本文献的其他地方引用。

数据采集、信号处理和误差最小化技术

现在将参考图11a至图11d描述数据采集和信号处理。如图11a所示，两个传感器封装(惯性200和环境240)从它们各自的传感器获取和流式传输数据。惯性传感器套件(或模块)200优选地以大约100赫兹(Hz)从其高精度传感器获取数据，而环境传感器套件(或模块)240优选地以1000Hz从高范围、低精度传感器获取数据。因此，环境传感器套件(或模块)240和惯性传感器套件(或模块)200之间的关键区别特征是数据采集的速率以及各自关联的加速计和陀螺仪的精度和精确度水平。此外，惯性传感器套件(或模块)200具有至少三轴高性能磁力计225，而环境传感器套件(或模块)240可省略磁力计但添加与循环钻井液(即，“泥浆”)接触的压力和温度传感器243。

如图11a所示，传感器数据流被馈送到信号预处理装置260(也参见图9)，信号预处理装置260被编程为首先将数据同步、对准、滤波和抽取261(即，使用例如DSP进行适当滤波的下采样)到大约一秒的时间段。使用从随温度的实验室校准测试获得的比例因子、未对准和偏置系数来应用确定性补偿262。该过程将从连接到传感器202、203和225的模数转换器(未示出)获得的原始电压信号转换为对应于传感器类型的工程单位-加速计202和241测量以米/秒平方(m/s2)或标准“g”为单位的加速度。陀螺仪203和242以度/秒或度/小时为单位测量旋转速率。磁力计225以特斯拉为单位测量磁场。压力(参见元素243)以帕斯卡或磅每平方英寸(PSI)为单位测量。温度(也参见元素243)以摄氏度或华氏度测量。

来自多轴加速计202、陀螺仪203和磁力计220的这些原始传感器输出可能具有称为偏置误差(或比例因子误差)的确定性仪器误差。对于磁力计的情况，这些误差可以被分类为作为偏置误差出现的剩余误差和作为比例因子误差出现的感应误差。误差可能随着工作环境而改变，例如局部磁干扰的存在。此外，这些误差导致估计轨迹中的不确定性。这些可以通过将理论物理参数与基于原始传感器输出数据测量的物理参数进行比较来识别。原始传感器数据的非限制性示例包括局部重力场、磁场矢量和地球旋转速率的大小和取向。这些值的差异可用于推断传感器误差。除了将从连接到传感器202、203和225的模数转换器(未示出)获得的原始电压信号(输出数据)转换成对应于传感器类型的工程单元之外，确定性补偿262优选地还试图消除或减少这些误差。例如，参见2015年9月28日提交的且名称为“具有多站分析的实时轨迹估计”的美国临时申请62/233,936及其相关的2016年9月28日提交的非临时申请15/279,390和相关PCT申请PCT/US2016/054256，其各自通过引用结合于此，以公开用于减少这种确定性仪器误差的现有技术和新技术。

在将确定性补偿262应用于所有传感器流之后，信号预处理块260然后使用一秒时间窗口计算传感器统计量(例如，标准偏差、均值、艾伦偏差)。在该时间期间运行缓冲器，其收集更长持续时间(优选地大于1秒)的传感器数据窗口。当包含在缓冲器中的数据的方差小于特定阈值(可以根据要使用的期望传感器类型来设置特定组合和阈值)时，缓冲器被认为包含勘测(勘测检测263)。参见图11a至图11d，对于每种传感器类型，勘测的平均值和标准偏差被记录在单独的勘测表263中(在存储器290中)。此时系统的状态被确定为处于勘测模式(参见状态确定块264)。因此，调度器265触发并启用对勘测表263数据进行操作的勘测模式算法。

如图11b所示，有三种可能的勘测模式定位算法：(1)旋磁地球定位271(在以下文献中描述：2015年9月28日提交的且名称为“具有多站分析的实时轨迹估计”的美国临时申请62/233,936及其相关的2016年9月28日提交的非临时申请15/279,390和相关PCT申请PCT/US2016/054256，其各自通过引用结合于此)，(2)具有最小曲率的磁罗盘测量(工业标准算法)(MCS/MWD 272)，和(3)陀螺罗盘勘测(GCS)273。MCS/MWD在以下文献中描述：《AngusJamieson/UHI Scotland的井筒定位介绍》，第39-41页和188页，以及《BP-Amoco定向测量手册》，5.2节，其通过引用合并于此。GCS在以下文献中描述：《Angus Jamieson/UHI Scotland的井筒定位介绍》，第70页，以及《BP-Amoco定向测量手册》，第5.4和5.6节，其通过引用冰河于此。另外，如果需要，卡尔曼优化滤波器274被置于其测量配置中。

当系统不处于勘测模式时，调度器265将系统置于连续模式281。在连续模式281中，传感器数据流以本地采样率(例如100Hz)被连续地馈送到各种导航算法中，而不是被放置在勘测表263中。与仅在钻井操作静止时触发的勘测模式282相比，在连续模式281中获得实时导航解决方案。

现在参见图11c，存在三种可能的连续模式导航算法：(1)基于磁的增量轨迹估计(Mag-ITE)282，(2)基于陀螺仪的增量轨迹估计(Gyro-ITE)283，以及(3)惯性导航系统(INS)284。在上述ITE应用中公开了ITE方法。在连续模式281下，卡尔曼优化滤波器285以串流方式操作，将来自勘测模式282的最后已知位置与(来自元件282、283和284)的连续模式281导航算法估计融合以实时提供对总系统位置286的更好估计。

在某些情况下，各种定位/导航算法需要地球重力场、磁场和旋转速率的参考数据。存在单独的块(地球模型/数据287)，该处理使得该数据在需要时可用于算法。

图11b和图11c中所示的两个卡尔曼滤波器274和285可以被实现为单片卡尔曼滤波器，以将三个勘测模式282中的部分或全部与三个连续模式281导航和定位算法中的全部或部分融合，而不是如所描绘的作为单独的滤波器。另选地，它们可以被实现为与由级联的子卡尔曼滤波器274和285形成的主卡尔曼滤波器295相关联的单独的滤波器(如图11d所示)。三个(或一个或多个)勘测模式定位算法(元件271、272和273)馈送勘测模式卡尔曼滤波器274，并且三个(或一个或多个)连续模式导航算法(元件282、283和283)馈送连续模式卡尔曼滤波器285。然后，这两个卡尔曼滤波器274、285的输出被馈送到最终组合卡尔曼滤波器295，其优选地是至少十五个状态(三个位置、三个速度、三个姿态角、三个加速计偏置和三个陀螺仪偏置)，并且在一些实现中可以高达三十个状态(先前十五个状态加上陀螺仪和加速计的比例因子和未对准项)。

从多轴加速计202、陀螺仪203和磁力计220(其允许确定钻头轨迹)获得的测量结果被记录在与数据处理器270相关联的测量表263中。记录的测量包括较早的测量和最近的测量，并且在磁力计的情况下还包括每个测量的参考幅度。

在信号预处理(SPP)块260中，在向连续模式导航算法281或向勘测模式勘测表263发送传感器信号流之前，优选地应用第二级传感器补偿。这被称为井下校准274，并在以下文献中公开：2017年3月27日提交的名称为“用于自主钻井的自适应井下惯性测量单元校准方法和装置”的美国临时申请62/477,327及其相关的2018年2月15日提交的非临时申请15/897,907，及其相关PCT申请PCT/US2018/018402。在应用井下校准274之后，可以减去从卡尔曼滤波器274、285获得的剩余陀螺仪和加速计偏置估计(卡尔曼滤波器反馈275)。因此，当前公开的CTCDD系统的实施例具有从粗到超细的三个级别的校准的独特特征：基于覆盖预期井下环境范围的各种环境中的实验室测试的确定性校准/补偿262、基于存储在勘测表263中的数据的井下校准274以及由卡尔曼滤波器285提供的实时连续模式281校准。

利用SPP块260，传感器数据被校准，确定性误差(即，温度依赖性、g依赖性)被去除，并且随机误差被量化，从而允许导航计算机基于量化的统计误差正确地估计轨迹和位置不确定性或EOU。

为了计算钻柱沿估计轨迹的当前位置，导航计算机接收校准的传感器数据(来自加速计的重力矢量/来自磁力计的磁矢量，以及来自陀螺仪的地球旋转矢量)，并计算BHA姿态(倾角、方位角和工具面角)。计算机将自上次勘测以来增加的测量深度或距离与BHA姿态合并，以在当前勘测点和先前勘测点之间内插平滑轨迹。

从连续模式281或勘测模式282下的每个导航算法获得的姿态、位置、速度和它们各自的协方差被馈送到卡尔曼滤波器中，卡尔曼滤波器根据其在哪个模式下操作以及每个特定导航基于传感器输入和导出的系统状态有多不确定来执行优化的融合。根据将融合导航算法的次序，卡尔曼滤波器可具有各种架构。卡尔曼滤波器的最终输出是优化的井眼轨迹或路径及其伴随的残余不确定椭圆(EOU)，其通常在所有三个空间维度上标记井眼位置(和路径)的2-sigma95％置信界限。图11a至图11d示出了一旦传感器数据通过DSP 330进行信号调节时的操作顺序。

完全自主

由传感器集群实现的完全自主和引导将来自当前公开的系统的精度和准确度与实时处理和状态估计相结合，使得能够在钻头处进行完全系统控制。完全自主很可能利用本文公开的包括惯性传感器和环境传感器在内的整个传感器系统，然后直接向钻柱发送一系列命令，以基于预定的决策树来调整关键钻井参数。

传感器封装

根据本发明原理的优选实施例利用由惯性测量单元(IMU)和磁罗盘组成的完全集成但紧凑的传感器套件200，如下文献所描述的：2017年2月21日提交的名称为“基于MEMS的井下导航惯性测量单元(IMU)传感器套件”的美国临时申请62/461,715，及其相关的2018年2月15日提交的且名称为“基于MEMS的传感器套件”的美国非临时申请15/897,819，及其相关的PCT申请PCT/US2018/018378，每个申请都通过引用合并于此。芯片级MEMS传感器以比现有技术姿态和航向参考系统(AHRS)或惯性导航系统(INS)更紧凑的形式因子提供位置和姿态数据。尽管现有技术的传感器系统包括以相对大的覆盖区组装的离散传感器及其电子器件，但是在上述美国临时和非临时专利申请中公开的芯片级MEMS传感器套件将多个传感器与电子器件直接集成到1立方英寸的管芯上。每个管芯提供加速度、在传感器套件200的坐标系中的地球旋转速率或磁场的三个轴测量。最后，每个芯片级传感器可以单独地气密密封或真空包装。

上述美国临时和非临时专利申请中的芯片级MEMS传感器套件可以取代在石油和天然气工业中使用的传统随钻测量(MWD)勘测工具中发现的离散的加速计和磁力计组。

标准MWD工具采用离散加速计和磁力计(参见图1A)的线性组件，每个传感器分别测量重力或地球磁场的矢量分量。标准的1.875英寸直径的底盘通常装配在3.5英寸钻铤中，这限制了传感器沿底盘轴线放置的可用选择，迫使长度延伸超过两英尺以容纳所有六个传感器及其对应的电子器件，由于空间限制，这些传感器及其对应的电子器件也没有以最佳方式定位。

由于图1B所示的体积减小，根据本发明原理的实施例表明了传感器与电子器件的更好的集成，并且允许装配过程的自动化。三个加速计206、207、208优选地被封装和组装到测量1立方英寸的传感器立方体(管芯)或多面体上。0.65x0.65平方英寸的加速计MEMS小芯片附接到立方体的面，使得它们沿着正交轴精确对准。该相同的组件和配置被应用于磁力计和能够装配在立方体面的1平方英寸区域内的任何其他MEMS传感器。根据本发明原理的实施例还包括三轴MEMS陀螺仪，该三轴MEMS陀螺仪在传统的随钻测量(WD)勘测工具中找不到，但是将提供除了用于方位角测量的磁力计之外的另一独立源。图1示出了容纳测量特定测量的完整矢量的三轴传感器组的每个传感器立方体。然而，其它配置是可能的，包括基于不同传感器类型沿特定轴的定向来分组不同传感器类型。在一个优选实施例中，每个传感器类型将被放置在如图所示的其自身的立方体中。然而，另一实施例可具有包括沿单个轴的陀螺仪、磁力计和加速计的立方体。在另一实施例中，为了冗余，可以将重复的传感器放置在相同的立方体上，或者立方体可以容纳更多的传感器以将总体噪声降低sqrt(N)，或者沿着相同的轴但是在相反的方向定位两个传感器以分离和消除偏置误差。刚性柔性印刷电路板(PCB)不仅将传感器保持在适当位置并且允许传感器折叠到传感器立方体上，而且允许信号调节电路直接放置在传感器封装处以保持信号完整性。通常，信号调节电路可以包括微处理器、滤波器以及相关联的模数转换器和数模转换器。根据本发明原理的实施例能够通过减小传感器之间的距离来最小化传感器之间的空间相关误差，例如应力和温度梯度。

再次参照图1B，在传感器套件2007的所示实施例中，三个单轴加速计206、207、208包括被配置为测量沿x轴的重力矢量分量的第一MEMS加速计206、被配置为测量沿与x轴正交的y轴的重力矢量分量的第二MFMS加速计207，以及被配置为测量沿与x轴和y轴正交的z轴的重力矢量分量的第三MEMS加速计208。在所示实施例中，单轴MEMS加速计206、207、208分别与加速计立方体的x轴、y轴和z轴对准，使得单轴MEMS加速计206、207、208具有相互正交的取向。单轴MEMS加速计206、207、208一起限定三轴MEMS加速计，该三轴MEMS加速计被配置成测量或确定三轴加速计202相对于地球重力场的取向。

三轴加速计202的加速计传感器多面体204的面205由电路209、210、211限定，单轴MEMS加速计206、207、208分别安装在电路209、210、211上。在一个或多个实施例中，电路209、210、211中的每一个可为柔性电路或刚性柔性印刷电路板，如下文将描述。

基于MEMS的传感器套件200的三轴陀螺仪203优选地包括陀螺仪传感器多面体(优选地具有立方体形状)或管芯212，其在陀螺仪传感器多面体212的三个面213(例如，三个相互正交的面)上具有一系列面213和三个单轴MEMS陀螺仪214、215、216。在所示实施例中，三个单轴陀螺仪包括被配置为测量地球沿x轴的旋转的矢量分量的第一MEMS陀螺仪214、被配置为测量地球沿与x轴正交的y轴的旋转的矢量分量的第二MEMS陀螺仪215，以及被配置为测量地球沿着与x轴和y轴两者正交的z轴的旋转的矢量分量的第三MEMS陀螺仪216。在所示实施例中，单轴MEMS陀螺仪214、215、216分别与陀螺仪传感器多面体212的x轴、y轴和z轴对准。单轴MEMS陀螺仪214、215、216一起限定被配置为测量或确定基于MEMS的传感器套件200相对于地球的旋转的航向的三轴MEMS陀螺仪(例如，三轴MEMS陀螺仪可被配置为执行倾斜测量)。

三轴陀螺仪203的陀螺仪传感器多面体212的面212由电路217、218、219限定，单轴MEMS陀螺仪214、215、216分别安装在电路217、218、219上。在一个或多个实施例中，电路217、218、219中的每一个可以是柔性电路或刚性柔性印刷电路板。

基于MEMS的传感器套件200的三轴磁力计220包括磁力计传感器多面体(例如，立方体)或管芯221，其具有一系列面222和磁力计传感器多面体221的三个面222(例如，三个相互正交的面)上的三个单轴磁力计223、224、225。在所示实施例中，三个单轴磁力计包括被配置为测量绕x轴(例如，翻滚轴)的角速度的第一MEMS磁力计223、被配置为测量绕与x轴正交的y轴(例如，俯仰轴)的角速度的第二MEMS磁力计224、以及被配置为测量关于与x轴和y轴两者正交的z轴(例如，偏航轴)的角速度的第三MEMS磁力计225。在所示实施例中，单轴MEMS磁力计223、224、225分别与磁力计传感器多面体221的x轴、y轴和z轴对准。单轴MEMS磁力计一起限定被配置成测量或确定基于MEMS的传感器套件200处的磁场矢量的三轴MEMS磁力计，并且三轴MEMS磁力计可以被配置成执行方位测量。在一个或多个实施例中，可以提供没有磁力计220的基于MEMS的传感器套件。

磁力计220的磁力计传感器多面体221的面222由电路226、227、228限定，单轴MEMS磁力计223、224、225分别安装在电路226、227、228上。在一个或多个实施例中，电路226、227、228中的每一个可以是柔性电路或刚性柔性印刷电路板。

钻井时的连续引导和导航需要钻井时的有效振动隔离，并且该隔离需要更小和更轻的传感器

主要由体积和重量减少驱动的芯片级MEMS传感器套件200(上述的并且在2017年2月21日提交的美国临时申请62/461,715，及其相关的2018年2月15日提交的非临时申请15/897,819，及其相关的PCT申请PCT/US2018/018378，每个申请都通过引用合并于此)解决了传统勘测和导航工具固有的多个关键限制，其中体积限制限于大约1.875"的外径。通过封装使传感器更加集成的紧凑传感器套件将提高两个关键点：外部环境刺激(热和机械)下的传感器精度以及在电机和钻头附近的最佳区域中的传感器放置(参见图2)，具有最大精度的潜力，但是由于尺寸限制而难以实施。给定其尺寸与底盘的尺寸相当，离散的现有技术传感器被约束为沿着底盘的轴向长度的线性布置(如图1A所示)，从而在现有技术中将底盘长度扩展到几英尺。现有技术传感器之间的显著间隔增加了最终位置估计的不确定性，假定导航算法假设传感器组的单点位置，但是实际上，在传感器之间可能存在差异和偏移。预操作校准可以补偿这些固定偏移中的一部分，然而底盘可能在钻井期间变形，这将要求更复杂的实时校准。

本文所述的芯片级MEMS传感器套件200对于每个待测量的矢量变量占据1立方英寸的体积，质量相应地减小。较小的传感器质量导致在诸如高热和机械冲击的恶劣环境条件下更加鲁棒的传感器操作。芯片级MEMS传感器套件200使得能够减少传感器到传感器的失准、非正交性以及诸如热梯度和应力梯度之类的空间相关效应，其中传感器输出可以基于它们在机箱内的相对位置而改变。集成传感器解决方案的另一关键益处是更大的灵活性。小尺寸允许在最佳但以前不可访问的位置进行单点插入。现有技术的多传感器封装是可用的，但是这些传感器通常被容纳在考虑到每个传感器的独特操作要求的相同环境中。根据本发明原理的实施例包括基于每个传感器的模式操作将其定制地封装在单独的压力套管231中。

图12是一张图像，示出了芯片级MEMS传感器(如图12下部所示)与商用COTS传感器(如图12上部所示)相比的尺寸优势。该照片显示了在封装之前完全制造的加速计、陀螺仪和磁力计芯片。我们的MEMS传感器的尺寸减小使得将芯片自动组装到传感器立方体上成为可能。加速计和陀螺仪在标准绝缘体上硅(SOI)平台上共享相同的制造工艺。

为了便于将三个传感器配置到一个紧凑的图1所示的1立方英寸体积上，MEMS传感器优选地首先密封到单独的0.65x0.65x0.08立方英寸的陶瓷无铅芯片载体(LCC)中，如图13a和图13b中所示。单独的封装允许每个传感器在其自身的最佳环境条件下操作。例如，陀螺仪、磁力计和其他谐振型MEMS传感器使用封装吸气器(<1毫托)在真空下密封，以保持其最高灵敏度的高质量因子，而加速计仅需要在诸如氮气或氩气的惰性气体下气密密封，以抑制不想要的振荡。

这些封装的MEMS传感器芯片可以在使用模制结构组装成期望的3D配置之前直接焊接到柔性电子板。保持传感器芯片、前端传感器电子器件和信号路由的电子织物可以由柔性电路或刚性柔性印刷电路板构成，类似于图14所示的柔性电子电路的现有技术示例。刚性柔性允许将应力敏感部件放置在印刷电路板上，同时允许通过柔性铰链在板之间进行信号路由。传感器芯片可以直接安装在柔性材料上或具有柔性铰链的PCB上，其中信号调节电路被直接设计在传感器旁边以保持信号完整性。可以直接包括在传感器处的部件包括微处理器、信号放大器、滤波器和模数转换器(ADC)。一旦传感器信号被转换到数字域中，数字信号就通过柔性接头路由到更远程的微处理器，用于进一步处理或保存到板载存储器中。

图15示出了自动传感器芯片组装过程的实施例，其中单轴传感器芯片首先被直接焊接到刚性柔性电路上，例如，如图14所示。如图15所示，柔性电路被夹持并被挤压在固体传感器立方体和稍大但中空的折叠夹具之间。在将传感器立方体插入到夹具中时，柔性电路自动地在立方体表面上折叠，并且在任一个或两个表面上用粘合剂保持就位。附加的电子器件可以放置在单独的前端板上，传感器立方体可以安装在该前端板上。

位置敏感电子器件应优选地设置为尽可能靠近传感器(如将电流转换为电压的跨阻放大器和其他放大器)。这些部件直接放置在刚性柔性PCB上，直接在传感器前面或旁边。A/D和D/A器件也可以在刚性柔性PCB上使用。前端板可以容纳不易受噪声或寄生电容影响的部件(数字电子器件和微处理器)。

结构立方体可以是任何高导热材料，如铝。刚性柔性电路可以是可从例如如下网站购得的产品：www.flexiblecircuit.com/product-category/rigid-flex/、www.epectec.com/flex/、或www.tech-etch.com/flex/。

组合传感器流以到达井眼的估计轨迹

最近，用于井眼的复杂井轨迹的钻井有所增加。井眼是在地下垂直地和/或水平地钻出的窄轴，其被构造用于各种目的。通常地，在油气储量中存在从地面的垂直剖面，然后是从垂直到水平的曲线过渡剖面，然后是水平剖面。可以钻出井眼以提取水、其它液体(例如石油)或气体(例如天然气)，或者作为岩土工程调查、环境场地评估、矿物勘探或温度测量的一部分。

公开的概念

本申请至少包括以下概念：

概念1.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

b.所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由减震器支撑在与所述钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间；

c.所述仪器封装具有至少两种操作模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述钻井装置正在主动钻探的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井装置不主动钻探的时间期间是可操作的；

d.所述信号处理设备将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述至少三个传感器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述信号处理设备存储为存储数据；

e.所述信号处理设备在处于操作的所述勘测模式时将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以(i)根据在处于操作的所述勘测模式时从所述至少三个传感器收集的数据确定所述井下仪器封装的计算位置，所述计算位置由所述存储的数据增强(ii)。

概念2.根据概念1所述的井下仪器封装，所述井下仪器封装还包括调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据的方差小于预定阈值来确定所述仪器封装是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式。

概念3.根据概念2所述的井下仪器封装，所述井下仪器封装还包括环境模块，该环境模块包括不被所述减震器支撑的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述减震器支撑的所述至少三个传感器对钻柱动态更敏感。

概念4.根据概念3所述的井下仪器封装，其中，来自所述附加传感器的数据存储在环境数据缓冲器中。

概念5.根据概念1所述的井下仪器封装，所述井下仪器封装还包括环境模块，该环境模块包括不被所述减震器支撑的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述减震器支撑的所述至少三个传感器对钻柱动态更敏感。

概念6.根据概念5所述的井下仪器封装，其中，所述环境模块识别对应于勘测或机会的勘测的静默时段，用于控制所述仪器封装是否是操作的所述勘测模式而不是操作的所述连续模式。

概念7.一种用于钻探油田井眼的井底组件(BHA)，其包括：

多个仪器，该多个仪器进一步包括加速计、陀螺仪和磁力计；

计算机，该计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量值来确定所述多个仪器的当前位置；并且

其中，所述多个仪器通过一个或多个多自由度隔振器与所述BHA的钻头组件机械隔离。

概念8.根据概念7所述的井底组件(BHA)，其中，所述计算机具有分析由所述多个仪器产生的所述一组测量值的至少两种模式不同的分析模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述BHA主动钻探的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述BHA不主动钻探的时间期间是可操作的。

概念9.根据概念8所述的井底组件(BHA)，其中，所述计算机将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述多个仪器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述计算机存储为存储数据；所述计算机将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在操作的所述勘测模式中时来自所述多个仪器的数据，以(i)根据在操作的所述勘测模式中时从所述多个仪器收集的数据确定所述井下仪器封装的计算位置，所述计算位置由所述存储的数据增强(ii)。

概念10.根据概念9所述的井底组件(BHA)，所述BHA还包括调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据的方差小于预定阈值来确定所述计算机是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式。

概念11.根据概念10所述的井底组件(BHA)，所述BHA还包括环境模块，该环境模块包括不被所述减震器支撑的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述一个或多个多自由度隔振器机械隔离的多个仪器对钻柱动态更敏感。

概念12.根据概念11所述的井底组件(BHA)，其中，来自所述附加传感器的数据被存储在环境数据缓冲器中。

概念13.根据概念9所述的井底组件(BHA)，所述BHA还包括环境模块，该环境模块包括不被所述一个或多个多自由度隔振器支撑的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述一个或多个多自由度隔振器机械隔离的所述多个仪器对钻柱动态更敏感。

概念14.根据概念13所述的井底组件(BHA)，其中，所述环境模块识别对应于勘测或机会的勘测的静默时段，用于控制所述计算机是否是操作的所述勘测模式而不是操作的所述连续模式。

概念15.一种在主动钻探所述井的同时监测钻井操作的方法，该方法包括：

从在井底组件(BHA)内振动隔离的多个井下环境传感器收集一组测量值；

通过将在主动钻探所述井时收集的数据与在所述钻井操作没有主动钻探所述井时收集的数据进行比较，将该组测量值处理成实时评估环境传感器的当前位置。

概念16.根据概念15所述的方法，其中，所述方法包括至少两种操作模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式在主动钻探所述井的同时是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井操作没有主动钻探所述井的时间期间是可操作的；

利用信号处理设备，用于将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的一组测量值，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的该组测量值的结果由所述信号处理设备存储为存储数据；

以及利用所述信号处理设备将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在处于操作的所述勘测模式时收集的一组测量值，以(i)根据在处于操作的所述勘测模式时从所述一组测量值收集的数据来确定所述井下仪器封装的计算位置，所述计算位置由所述存储的数据增强(ii)。

概念17.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

c.所述信号处理设备将一组算法应用于从所述至少三个传感器收集的数据，所收集的数据和/或将所述一组算法应用于所收集的数据的结果被所述信号处理设备存储为所存储的数据。

概念18.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

c.所述信号处理设备将一组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以确定所述井下仪器封装的计算位置。

最后，虽然已经根据几个实施例描述了本发明，但是本领域普通技术人员将容易地认识到，本发明可以在其他环境中具有其他应用。应当注意，许多实施例和实现是可能的。此外，所附权利要求决不旨在将本发明的范围限制于上述特定实施例。另外，“用于...的装置”的任何引用旨在引起对元件和权利要求的装置加功能读取，而不具体使用引用“用于...的装置”的任何元件不旨在被读取为装置加功能元件，即使权利要求另外包括词语“装置”。此外，虽然已经以特定的顺序叙述了特定的方法步骤，但是该方法步骤可以以任何期望的顺序发生并且落入本发明的范围内。

最好包括本文所述的所有元件、零件和步骤。应当理解，这些元素、部分和步骤中的任何一个都可以由其它元素、部分和步骤代替或者一起删除，这对于本领域技术人员是显而易见的。

广义地，本文公开了至少以下内容：在钻井过程中使用的仪器封装。所述仪器封装包括多个仪器，诸如加速计、陀螺仪和磁力计；计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量结果来确定所述多个仪器的当前位置；并且其中，所述多个仪器通过一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离。计算机优选地具有分析由多个仪器产生的一组测量值的至少两种模式不同的分析模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式在主动钻探正在发生的时间期间是可操作的，并且所述勘测模式在主动钻探未发生的时间期间是可操作的。

Claims

1.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

b.所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由减震器支撑在与所述钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间或者由一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离；

c.所述仪器封装具有至少两种操作的模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述钻井装置正在主动钻探的时间段是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井装置不主动钻探的时间段是可操作的；

d.所述信号处理设备将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述至少三个传感器所收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述信号处理设备存储为存储数据；

e.所述信号处理设备在处于操作的所述勘测模式时将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以根据在处于操作的所述勘测模式时从所述至少三个传感器收集的数据确定所述井下仪器封装的计算位置，所述来自所述至少三个传感器的数据由所述存储数据增强；以及

f.调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述仪器封装是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式。

2.根据权利要求1所述的井下仪器封装，所述井下仪器封装还包括环境模块，该环境模块包括不被所述减震器支撑的或者不被所述一个或多个多自由度隔振器机械隔离的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述减震器支撑的或者被所述一个或多个多自由度隔振器机械隔离的所述至少三个传感器对钻柱动态更敏感。

3.根据权利要求2所述的井下仪器封装，其中，来自所述附加传感器的数据存储在环境数据缓冲器中。

4.根据权利要求2所述的井下仪器封装，其中，所述环境模块识别对应于勘测或机会的勘测的静默时段，用于控制所述仪器封装是处于操作的所述勘测模式而不是处于操作的所述连续模式。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的井下仪器封装，其中，所述减震器或者所述一个或多个多自由度隔振器包括多个柔性结构元件和多个液压阻尼元件。

6.根据权利要求5所述的井下仪器封装，其中，所述多个柔性结构元件中的一个柔性结构元件包括至少一个弹性体圆顶，并且所述多个液压阻尼元件中的一个液压阻尼元件包括流体。

7.一种用于钻探油田井眼的井底组件，其包括：

多个仪器，该多个仪器进一步包括加速计、陀螺仪和磁力计，所述加速计、陀螺仪和磁力计形成井下仪器封装；

计算机，该计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量值来确定所述多个仪器的当前位置，所述计算机具有分析由所述多个仪器产生的所述一组测量值的至少两种不同的分析模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述井底组件主动钻探的时间段是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述井底组件不主动钻探的时间段是可操作的；

调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述多个仪器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述计算机是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式；并且

其中，所述多个仪器通过钻柱和钻头的钻面之间的减震器支撑或者通过一个或多个多自由度隔振器与所述井底组件的钻头组件机械隔离。

8.根据权利要求7所述的井底组件，其中，所述计算机将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述多个仪器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述计算机存储为存储数据；所述计算机将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在操作的所述勘测模式中时来自所述多个仪器的数据，以根据在操作的所述勘测模式中时从所述多个仪器收集的数据确定所述井下仪器封装的计算位置，所述来自所述多个仪器的数据由所述存储数据增强。

9.根据权利要求7或8所述的井底组件，所述井底组件还包括环境模块，该环境模块包括不被所述减震器支撑的或者不被所述一个或多个多自由度隔振器械隔离的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述减震器支撑的或者被所述一个或多个多自由度隔振器机械隔离的多个仪器对钻柱动态更敏感。

10.根据权利要求9所述的井底组件，其中，来自所述附加传感器的数据被存储在环境数据缓冲器中。

11.根据权利要求9所述的井底组件，其中，所述环境模块识别对应于勘测或机会的勘测的静默时段，用于控制所述计算机是处于操作的所述勘测模式而不是处于操作的所述连续模式。

12.一种在钻探井的同时监测钻井操作的方法，该方法包括：

从在井底组件内振动隔离的多个井下环境传感器收集一组测量值；

在连续模式和勘测模式期间，将该组测量值处理成实时评估环境传感器的当前位置，所述连续模式在主动钻探所述井的同时是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井操作没有主动钻探所述井的时间段是可操作的；

利用调度器装置，该调度器装置包括用于记录所述测量值的流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述测量值的方差小于预定阈值来确定所述钻井操作是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式。

13.根据权利要求12所述的方法，其中，所述方法还包括：

利用信号处理设备将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的一组测量值，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的该组测量值的结果由所述信号处理设备存储为存储数据；以及

利用所述信号处理设备将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在处于操作的所述勘测模式时收集的一组测量值，以根据在处于操作的所述勘测模式时从所述一组测量值收集的数据来确定所述井下仪器封装的计算位置，所述一组测量值收集的数据由所述存储数据增强。

14.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

b.所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由与所述钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间的减震器支撑或者通过一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离，所述减震器或所述一个或多个多自由度隔振器利用多个柔性结构元件和在多个轴上的多个液压阻尼元件的组合来提供在多个自由度上的隔离；

c.所述信号处理设备将一组算法应用于从所述至少三个传感器收集的数据，所收集的数据和/或将所述一组算法应用于所收集的数据的结果被所述信号处理设备存储为所存储的数据；以及

调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述至少三个传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述信号处理设备是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式。

15.根据权利要求14所述的井下仪器封装，其中，所述多个柔性结构元件中的一个柔性结构元件包括至少一个弹性体圆顶，并且所述多个液压阻尼元件中的一个液压阻尼元件包括流体。

16.一种与钻井装置一起使用的井下仪器封装，该井下仪器封装包括：

a.至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

b.所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由与所述钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间的减震器支撑或者由一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离，所述减震器或者所述一个或多个多自由度隔振器利用多个柔性结构元件和在多个轴上的多个液压阻尼元件的组合来提供在多个自由度上的隔离；

c.所述信号处理设备将一组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以确定所述井下仪器封装的计算位置；以及

17.根据权利要求16所述的井下仪器封装，其中，所述多个柔性结构元件中的一个柔性结构元件包括至少一个弹性体圆顶，并且所述多个液压阻尼元件中的一个液压阻尼元件包括流体。

18.一种井底组件，用于在主动钻探所述井的同时监测钻井操作，该井底组件包括：

在所述井底组件内振动隔离的多个井下环境传感器，形成井下仪器封装，所述环境传感器收集一组测量值；

信号处理设备，用于通过将在主动钻探所述井时收集的数据与在所述钻井操作没有主动钻探所述井时收集的数据进行比较，将该组测量值处理成实时评估环境传感器的当前位置；以及

调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述多个井下环境传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述信号处理设备是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式；

其中，所述多个仪器通过一个或多个多自由度隔振器与所述井底组件的钻头组件机械隔离或者由减震器支撑，所述一个或多个多自由度隔振器或减震器利用多个柔性结构和在多个轴上的液压阻尼的组合来提供在多个自由度上的隔离。

19.根据权利要求18所述的井底组件，其中，所述井底组件包括至少两种操作的模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式在主动钻探所述井的同时是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述钻井操作没有主动钻探所述井的时间段是可操作的；

所述信号处理设备用于：将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的一组测量值，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下收集的该组测量值的结果由所述信号处理设备存储为存储数据；并且

所述信号处理设备用于：将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在处于操作的所述勘测模式时收集的一组测量值，以根据在处于操作的所述勘测模式时从所述一组测量值收集的数据来确定所述井下仪器封装的计算位置，所述一组测量值收集的数据由所述存储数据增强。

20.根据权利要求19所述的井底组件，所述环境传感器包括：至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与所述信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由所述隔振器与所述钻头组件机械隔离或者由与钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间的减震器支撑。

21.根据权利要求20所述的井底组件，所述井底组件还包括环境模块，该环境模块包括不被所述隔振器机械隔离的或者不被所述减震器支撑的附加传感器，使得所述环境模块中的所述附加传感器比被所述隔振器机械隔离的或者被所述减震器支撑的所述至少三个传感器对钻柱动态更敏感。

22.根据权利要求21所述的井底组件，其中，所述环境模块识别对应于勘测或机会的勘测的静默时段，用于控制所述井下仪器封装是处于操作的所述勘测模式而不是处于操作的所述连续模式。

23.根据权利要求18所述的井底组件，其中，

所述环境传感器包括多个仪器，该多个仪器包括加速计、陀螺仪和磁力计；并且

所述信号处理设备包括计算机，该计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量值来确定所述多个仪器的当前位置。

24.根据权利要求23所述的井底组件，其中，所述计算机具有分析由所述多个仪器产生的所述一组测量值的至少两种模式不同的分析模式，包括连续模式和勘测模式，所述连续模式至少在所述井底组件主动钻探的时间段是可操作的，并且所述勘测模式至少在所述井底组件不主动钻探的时间段是可操作的。

25.根据权利要求24所述的井底组件，其中，所述计算机将第一组算法应用于在操作的所述连续模式下从所述多个仪器收集的数据，所收集的数据和/或将所述第一组算法应用于在操作的所述连续模式下检测到的数据的结果被所述计算机存储为存储数据；所述计算机将不同于所述第一组算法的第二组算法应用于在操作的所述勘测模式中时来自所述多个仪器的数据，以根据在操作的所述勘测模式中时从所述多个仪器收集的数据确定井下仪器封装的计算位置，所述来自所述多个仪器的数据由所述存储数据增强。

26.根据权利要求18所述的井底组件，其中，所述环境传感器包括至少三个传感器，其包括加速计、磁力计、陀螺仪；

所述加速计、所述磁力计和所述陀螺仪与信号处理设备一起以细长构造安装，该细长构造由减震器支撑在与钻井装置相关联的钻柱和钻头的钻面之间或者由一个或多个多自由度隔振器与钻头组件机械隔离；并且

所述信号处理设备将一组算法应用于从所述至少三个传感器所收集的数据，所收集的数据和/或将所述一组算法应用于检测到的数据的结果被所述信号处理设备存储为存储数据；或者

所述信号处理设备将一组算法应用于来自所述至少三个传感器的数据，以确定所述井下仪器封装的计算位置。

27.一种井底组件，用于在钻探所述井的同时监测钻井操作，该井底组件包括：

在所述井底组件内振动隔离的多个井下环境传感器，形成井下仪器封装，所述环境传感器用于收集一组测量值；以及

信号处理设备，用于通过将在主动钻探所述井时收集的数据与在所述钻井操作没有主动钻探所述井时收集的数据进行比较，将该组测量值处理成实时评估环境传感器的当前位置，

其中，所述信号处理设备包括调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述多个井下环境传感器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述井下仪器封装是处于操作的连续模式还是处于操作的勘测模式。

28.一种用于钻探油田井眼的井底组件，其包括：

计算机，该计算机被配置为根据由所述多个仪器产生的一组测量值来确定所述多个仪器的当前位置；以及

调度器装置，该调度器装置包括用于记录来自所述多个仪器的传感器数据流的缓冲器，所述调度器装置基于确定所述缓冲器中的所述传感器数据流的方差小于预定阈值来确定所述计算机是处于操作的所述连续模式还是处于操作的所述勘测模式；

其中，所述多个仪器通过钻柱和钻头的钻面之间的减震器支撑或者通过一个或多个多自由度隔振器与所述井底组件的钻头组件机械隔离，所述减震器或者所述一个或多个多自由度隔振器利用多个柔性结构和在多个轴上的液压阻尼的组合来提供在多个自由度上的隔离。