DE112012005169T5

DE112012005169T5 - Verwendung von dynamischen Untertage-Vermessungen

Info

Publication number: DE112012005169T5
Application number: DE112012005169.6T
Authority: DE
Inventors: Andrew G. Brooks; Sugiura Junichi
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2011-12-12
Filing date: 2012-12-11
Publication date: 2014-09-04
Also published as: US10584575B2; US20130151158A1; US20180266237A1; US9982525B2; WO2013090240A1

Abstract

Ein Verfahren zum Durchführen von dynamischen Schwerkraft-Toolface-Messungen, während ein Untertage-Messwerkzeug in einem Bohrloch gedreht wird, wird offenbart. Das Verfahren umfasst das Verarbeiten von Magnetfeldmessungen und Beschleunigungsmesser-Messungen, um einen Toolface-Versatz zu berechnen, und das Weiterverarbeiten des Toolface-Versatzes in Kombination mit einem magnetischen Toolface, um das dynamische Schwerkraft-Toolface zu erhalten. Verfahren zum Korrigieren von dynamischen und statischen Navigationssensormessungen, um beispielsweise Sensorverzerrungen zu entfernen, werden auch offenbart.

Description

GEBIET DER ERFINDUNG
Die offenbarten Ausführungsformen beziehen sich im Allgemeinen auf Verfahren zur Messung während des Bohrens ”MWD” und insbesondere auf ein Verfahren zum Durchführen einer dynamischen Schwerkraft-Toolface-Messung während des Bohrens.
HINTERGRUNDINFORMATIONEN
Bei der herkömmlichen Messung während des Bohrens ”MWD” werden die Bohrlochneigung und der Bohrlochazimut an einer diskreten Anzahl von longitudinalen Punkten entlang der Achse des Bohrlochs bestimmt. Die diskreten Messungen können zu einer Vermessung des Bohrlochs zusammengesetzt werden und verwendet werden, um einen dreidimensionalen Bohrlochweg zu berechnen (z. B. unter Verwendung der Annahme einer minimalen Krümmung). Die Verwendung von Beschleunigungsmessern, Magnetometern und Gyroskopen wurde bei solchen herkömmlichen Bohrloch-Vermessungstechniken zum Messen der Bohrlochneigung und/oder des Bohrlochazimuts verwendet. Die Bohrlochneigung wird beispielsweise üblicherweise von dreiaxialen Beschleunigungsmesser-Messungen des Erdgravitationsfeldes abgeleitet. Der Bohrlochazimut wird üblicherweise von einer Kombination von dreiaxialen Beschleunigungsmesser- und dreiaxialen Magnetometer-Messungen des Erdgravitations- und Erdmagnetfeldes abgeleitet.
Solche statischen Vermessungen werden durchgeführt, nachdem das Bohren vorübergehend gestoppt hat (z. B. wenn eine neue Länge eines Bohrrohrs zum Bohrstrang hinzugefügt wird). Obwohl diese statischen Vermessungen häufig ausreichen, um einen Bohrlochweg mit geeigneter Genauigkeit zu erhalten, ist es erwünscht, die Bohrlochneigung und den Bohrlochazimut dynamisch (d. h. im Wesentlichen in Echtzeit) während des Bohrens zu messen, da solche Messungen eine rechtzeitigere Angabe der Bohrrichtung schaffen. Dynamische Bohrlochneigungswerte können von einer axialen Beschleunigungsmesser-Messung und einer Abschätzung (oder vorherigen Messung) des gesamten Gravitationsfeldes abgeleitet werden. Solche dynamischen Neigungsmessungen werden üblicherweise bei kommerziellen Bohrvorgängen durchgeführt, beispielsweise unter Verwendung der Werkzeuge PZIG^® und iPZIG^®, die von PathFinder^®, A Schlumberger Company, Katy, Texas, USA, erhältlich sind.
Verfahren zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimutmessungen sind auch bekannt. Der Bohrlochazimut kann beispielsweise während des Bohrens aus einer axialen Magnetfeldmessung und Abschätzungen von mindestens zwei lokalen Magnetfeldkomponenten wie z. B. magnetischer Inklination und Gesamtmagnetfeld abgeleitet werden. Diese Methode und andere berichtete Verfahren leiden unter einer Anzahl von Mängeln und werden daher nicht allgemein implementiert. Axiale Magnetfeldmessungen sind beispielsweise gegen eine magnetische Interferenz, die von nahe gelegenen Bohrstrangkomponenten ausgeht (z. B. einschließlich der Bohrkrone, eines Schlammmotors, eines Erweiterungsbohrwerkzeugs und dergleichen), besonders empfindlich, was die Technik für bohrkronennahe Anwendungen ungeeignet macht. Überdies ist die Genauigkeit des abgeleiteten Azimuts schlecht, wenn der Azimut nahe dem magnetischen Norden oder magnetischen Süden orientiert ist. Andere berichtete Verfahren erfordern die Verwendung von Querbeschleunigungsmesser-Messungen, die häufig durch seitliche Vibrations- und Zentripetalbeschleunigungskomponenten aufgrund einer Bohrstrangvibration, Haften/Gleiten, Wirbeln und Bohrlochwandstöße verfälscht werden.
ZUSAMMENFASSUNG
Verfahren zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimut-Messungen während des Bohrens eines unterirdischen Bohrlochs werden offenbart. In einer oder mehreren Ausführungsformen werden queraxiale Magnetfeldmessungen verwendet, um einen Betrag einer queraxialen Magnetfeldkomponente zu berechnen, die wiederum in Kombination mit Beschleunigungsmesser-Messungen verwendet wird, um den dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen. Die Beschleunigungsmesser-Messungen können beispielsweise axiale Beschleunigungsmesser-Messungen oder sowohl axiale als auch queraxiale Beschleunigungsmesser-Messungen (z. B. dreiaxiale Messungen) umfassen. In einer oder mehreren Ausführungsformen werden die queraxialen Magnetfeldmessungen und die Beschleunigungsmesser-Messungen verwendet, um den Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente, einen Toolface-Versatz und eine Bohrlochneigung zu berechnen, die wiederum verwendet werden, um den dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen.
In anderen Ausführungsformen können dynamische Navigationssensormessungen verwendet werden, um ein dynamisches Schwerkraft-Toolface zu berechnen, während ein Untertage-Messwerkzeug in einem Bohrloch gedreht wird. Das dynamische Schwerkraft-Toolface kann beispielsweise in Bohrlochabbildungsanwendungen und Richtungsbohrlenkentscheidungen verwendet werden. Die dynamischen Navigationssensormessungen können ferner verwendet werden, um verschiedene Korrekturfaktoren zu berechnen, z. B. einschließlich Sensorverzerrungen, die wiederum verwendet werden können, um statische Vermessungen zu korrigieren.
Die offenbarten Ausführungsformen können verschiedene technische Vorteile schaffen. Verfahren werden beispielsweise zum Bestimmen des dynamischen Bohrlochazimuts während des Bohrens geschaffen. Diese Verfahren können in Kombination mit einem bohrkronennahnen Sensoransatzstück verwendet werden, um einen bohrkronennahen dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen (z. B. innerhalb eines oder zwei Meter von der Bohrkrone). Verschiedene Ausführungsformen können auch eine verbesserte Genauigkeit bei Bohrlochabbildungs- und Richtungsbohrvorgängen schaffen.
Diese Zusammenfassung ist vorgesehen, um eine Auswahl von Konzepten einzuführen, die in der ausführlichen Beschreibung nachstehend weiter beschrieben werden. Diese Zusammenfassung soll keine Schlüssel- oder wesentlichen Merkmale des beanspruchten Gegenstandes identifizieren und soll auch nicht als Hilfe beim Abgrenzen des Schutzbereichs des beanspruchten Gegenstandes verwendet werden.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Für ein vollständigeres Verständnis des offenbarten Gegenstandes und von dessen Vorteilen wird nun auf die folgende Beschreibung in Verbindung mit den begleitenden Zeichnungen Bezug genommen, in denen:
1 ein Beispiel einer herkömmlichen Bohranlage darstellt, an der offenbarte Verfahren verwendet werden können.
2 einen unteren BHA-Abschnitt des in 1 gezeigten Bohrstrangs darstellt.
3 einen Ablaufplan einer offenbarten Verfahrensausführungsform darstellt.
4 ein Diagramm von B_x als Funktion von B_y für einen Satz von Magnetfeldmessungen darstellt.
5 ein Diagramm des Toolface-Versatzes als Funktion der Drehrate eines Untertage-Messwerkzeugs darstellt.
6 einen Ablaufplan einer anderen offenbarten Verfahrensausführungsform darstellt.
7 einen Ablaufplan noch einer weiteren offenbarten Verfahrensausführungsform darstellt.
8 eine alternative BHA-Konfiguration darstellt, die für die Verwendung von verschiedenen der offenbarten Verfahrensausführungsformen geeignet ist.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
1 stellt eine Bohranlage 10 dar, die für die Verwendung von verschiedenen hier offenbarten Verfahrensausführungsformen geeignet ist. Eine halbtauchfähige Bohrplattform 12 ist über einer Öl- oder Gasformation (nicht dargestellt), die unter dem Meeresboden 16 angeordnet ist, positioniert. Eine Unterwasserleitung 18 erstreckt sich vom Deck 20 der Plattform 12 zu einer Bohrlochkopfinstallation 22. Die Plattform kann einen Bohrturm und eine Hebevorrichtung zum Anheben und Absenken eines Bohrstrangs 30 umfassen, der sich, wie gezeigt, in das Bohrloch 40 erstreckt und eine Bohrkrone 32 und ein bohrkronennahes Sensoransatzstück 60 (wie z. B. das iPZIG^®-Werkzeug, das von PathFinder^®, A Schlumberger Company, Katy, Texas, USA, erhältlich ist) umfasst. Der Bohrstrang 30 kann ferner einen Untertage-Bohrmotor, ein Lenkwerkzeug wie z. B. ein drehlenkbares Werkzeug, ein Untertage-Telemetriesystem und ein oder mehrere MWD- oder LWD-Werkzeuge, einschließlich verschiedener Sensoren zum Erfassen von Untertage-Eigenschaften des Bohrlochs und der umgebenden Formation, umfassen. Die offenbarten Ausführungsformen sind in dieser Hinsicht nicht begrenzt.
Für den Fachmann auf dem Gebiet ist verständlich, dass der in 1 dargestellte Einsatz lediglich ein Beispiel ist. Ferner ist selbstverständlich, dass die offenbarten Ausführungsformen nicht auf die Verwendung mit einer halbtauchfähigen Plattform 12 begrenzt sind, wie in 1 dargestellt. Die offenbarten Ausführungsformen sind gleichermaßen gut für die Verwendung mit irgendeiner Art von unterirdischem Bohrvorgang entweder küstennah oder an Land geeignet.
2 stellt den unteren BHA-Abschnitt des Bohrstrangs 30 mit einer Bohrkrone 32 und einem bohrkronennahen Sensoransatzstück 60 dar. In der dargestellten Ausführungsform ist der Sensoransatzstückkörper 62 schraubbar mit der Bohrkrone 32 verbunden und daher zur Drehung mit der Bohrkrone 32 konfiguriert. Das dargestellte Sensoransatzstück 60 umfasst Navigationssensoren eines dreiaxialen Beschleunigungsmessers 65 und eines Magnetometers 67 und kann wahlweise ferner einen Sensor 70 zur Protokollierung während des Bohrens wie z. B. einen Sensor für natürliche Gammastrahlen umfassen. In der dargestellten Ausführungsform können die Sensoren 65 und 67 so nahe an der Bohrkrone 32 wie möglich, beispielsweise innerhalb zwei Metern oder sogar innerhalb eines Meters der Bohrkrone 32, eingesetzt werden.
Geeignete Beschleunigungsmesser für die Verwendung in den Sensoren 65 und 67 können aus im Wesentlichen beliebigen geeigneten kommerziell erhältlichen Vorrichtungen, die auf dem Fachgebiet bekannt sind, ausgewählt werden. Geeignete Beschleunigungsmesser können beispielsweise das Teil Nummer 979-0273-001, das von Honeywell kommerziell erhältlich ist, und das Teil Nummer JA-5H175-1, das von Japan Aviation Electronics Industry, Ltd. (JAE), kommerziell erhältlich ist, umfassen. Geeignete Beschleunigungsmesser können alternativ Halbleiter-Beschleunigungsmesser von mikroelektromechanischen Systemen (MEMS), die beispielsweise von Analog Devices, Inc. (Norwood, Massachusetts) kommerziell erhältlich sind, umfassen. Solche MEMS-Beschleunigungsmesser können für bestimmte bohrkronennahe Sensoransatzstückanwendungen vorteilhaft sein, da sie gewöhnlich stoßbeständig, für eine hohe Temperatur eingestuft und kostengünstig sind. Geeignete Magnetfeldsensoren können herkömmliche Ringkernluftspalt-Magnetometer oder herkömmliche magnetoresistive Sensoren, beispielsweise das Teil Nummer HMC-1021 D, erhältlich von Honeywell, umfassen.
2 umfasst ferner eine schematische Darstellung der dreiaxialen Beschleunigungsmesser- und Magnetometer-Sensorsätze 65 und 67. Mit dreiaxial ist gemeint, dass jeder Sensorsatz drei zueinander senkrechte Sensoren umfasst, wobei die Beschleunigungsmesser als A_x, A_y und A_z bezeichnet sind und die Magnetometer als B_x, B_y und B_z bezeichnet sind. Als Grundsatz wird ein rechtsgängiges System festgelegt, in dem der z-Achsen-Beschleunigungsmesser und das z-Achsen-Magnetometer (A_z und B_z) im Wesentlichen parallel zum Bohrloch orientiert sind, wie angegeben (obwohl die offenbarten Ausführungsformen nicht durch solche Grundsätze begrenzt sind). Jeder der Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätze kann daher als eine Ebene (die x- und y-Achsen) und einen Pol (die z-Achse entlang der Achse der BHA) bestimmend betrachtet werden.
Als Grundsatz wird das Gravitationsfeld als positiv nach unten zeigend (d. h. in Richtung der Mitte der Erde) angenommen, während das Magnetfeld als positiv in Richtung des magnetischen Nordens zeigend angenommen wird. Als Grundsatz wird auch die y-Achse als Toolface-Referenzachse angenommen (d. h. das Schwerkraft-Toolface T ist gleich null, wenn die y-Achse ganz oben liegt, und das magnetische Toolface M ist gleich null, wenn die y-Achse in Richtung der Projektion des magnetischen Nordens in der xy-Ebene zeigt). Der Fachmann auf dem Gebiet erkennt leicht, dass das magnetische Toolface M in die xy-Ebene projiziert wird und mathematisch als tanM = B_x/B_y dargestellt werden kann. Ebenso kann das Schwerkraft-Toolface T mathematisch als tanT = (–A_x)/(–A_y) dargestellt werden. Der Fachmann auf dem Gebiet versteht, dass die negativen Vorzeichen im Schwerkraft-Toolface-Ausdruck infolge des Grundsatzes entstehen, dass der Schwerkraftvektor in der Abwärtsrichtung positiv ist, während der Toolface-Winkel T auf der hohen Seite des Bohrlochs (der Seite, die nach oben gewandt ist) positiv ist.
Selbstverständlich sind die offenbarten Ausführungsformen nicht auf die vorstehend beschriebenen Grundsätze zum Definieren von Bohrlochkoordinaten begrenzt. Ferner können diese Grundsätze selbstverständlich die Form von bestimmten der mathematischen Gleichungen beeinflussen, die in dieser Offenbarung folgen. Der Fachmann auf dem Gebiet kann leicht andere Grundsätze verwenden und äquivalente mathematische Gleichungen ableiten.
Obwohl 1 und 2 ein bohrkronennahes Sensoransatzstück 60 darstellen, können überdies in bestimmten Ausführungsformen selbstverständlich die Navigationssensoren in im Wesentlichen irgendeinem geeigneten Untertagewerkzeug, beispielsweise einschließlich eines MWD-Werkzeugs, eines LWD-Werkzeugs, eines drehlenkbaren Werkzeugs, eines Untertage-Dynamik-Sensoransatzstücks, eines Rohrwendelwerkzeugs, eines instrumentierten Untertagemotors, Unterschneidern und/oder einer Bohrkrone und dergleichen, eingesetzt werden.
Die Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätze sind typischerweise zum Durchführen von Untertage-Navigationsmessungen (Untertage-Vermessungen) während eines Bohrvorgangs konfiguriert. Solche Messungen sind gut bekannt und werden üblicherweise verwendet, um beispielsweise die Bohrlochneigung, den Bohrlochazimut, das Schwerkraft-Toolface und das magnetische Toolface zu bestimmen. Indem sie zum Durchführen von Navigationsmessungen konfiguriert sind, sind die Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätze 65 und 67 mit der Bohrkrone 32 rotatorisch gekoppelt (z. B. rotatorisch am Ansatzstückkörper 62 befestigt, der sich mit der Bohrkrone dreht). Die Beschleunigungsmesser sind auch typischerweise elektronisch mit einer digitalen Steuereinheit über eine Tiefpassfilter-Anordnung (mit einem Anti-Aliasing-Filter) gekoppelt. Eine solche ”direkte Kopplung” ist im Allgemeinen für Vermessungen auf Beschleunigungsmesserbasis bevorzugt (z. B. Bohrlochneigungs- oder Schwerkraft-Toolface-Messungen). Die Verwendung eines Tiefpassfilters begrenzt hinsichtlich des Bandes das Sensorrauschen (einschließlich Rauschen, das durch eine Sensorvibration verursacht wird) und verbessert daher gewöhnlich die Sensorauflösung und Vermessungsgenauigkeit.
Obwohl 2 eine Werkzeugkonfiguration mit dreiaxialen Sätzen eines Beschleunigungsmessers 65 und Magnetometers 67 darstellt, sind die offenbarten Ausführungsformen selbstverständlich nicht in dieser Hinsicht begrenzt. Insbesondere werden Verfahren zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimut-Messungen ohne Verwendung von axialen (z-Achsen) Magnetfeldmessungen offenbart. Die offenbarten Verfahren können daher auch von einem queraxialen Magnetometersatz (x- und y-Achsen-Magnetometer) oder sogar einem einzelnen queraxialen Magnetometer Gebrauch machen.
3 stellt einen Ablaufplan eines Beispiels eines Verfahrens 100 zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimut-Messungen während des Bohrens dar. Navigationssensoren werden in einem Bohrloch bei 102 beispielsweise während des Bohrens des Bohrlochs gedreht (durch entweder Drehen des Bohrstrangs an der Oberfläche oder Drehen der Bohrkrone mit einem herkömmlichen Schlammmotor). Die Navigationssensoren können einen dreiaxialen Beschleunigungsmessersatz und einen dreiaxialen Magnetometersatz umfassen, beispielsweise wie vorstehend mit Bezug auf 2 beschrieben (obwohl die offenbarten Ausführungsformen nicht in dieser Hinsicht begrenzt sind). Überdies können die Sensoren so nahe an der Bohrkrone wie möglich eingesetzt werden, beispielsweise in einem bohrkronennahen Sensoransatzstück, wie auch vorstehend in Bezug auf 1 und 2 beschrieben ist.
Beschleunigungsmesser- und Magnetometer-Messungen werden in einem vorbestimmten Zeitintervall bei 104 während des Drehens bei 102 (z. B. während des eigentlichen Bohrprozesses) durchgeführt, um entsprechende Sätze (oder Anordnungen) von Messdaten zu erhalten. In einem Beispiel umfassen die Messungen zumindest axiale Beschleunigungsmesser-Messungen (A_z) und erste und zweite queraxiale Magnetometer-Messungen (B_x und B_y). In einem anderen Beispiel umfassen die Messungen dreiaxiale Beschleunigungsmesser-Messungen (A_x, A_y und A_z) und erste und zweite queraxiale Magnetometer-Messungen.
Die queraxialen Magnetometer-Messungen werden bei 106 verarbeitet, um einen Betrag einer queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy zu berechnen. Die Beschleunigungsmesser-Messungen und der Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente werden bei 108 weiter verarbeitet, um den dynamischen Bohrlochazimut zu erhalten. Wie nachstehend genauer beschrieben, kann beispielsweise der dynamische Bohrlochazimut aus einer axialen Beschleunigungsmesser-Messung und dem Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente berechnet werden. In einem anderen Beispiel kann der dynamische Bohrlochazimut aus dreiaxialen Beschleunigungsmesser-Messungen und der queraxialen Magnetfeldkomponente berechnet werden. Diese Berechnungen erfordern keine axiale Magnetfeldmessung.
In einem Aspekt umfasst ein Verfahren zum Durchführen einer dynamischen Bohrlochazimut-Messung während des Drehens eines Untertage-Messwerkzeugs in einem Bohrloch: (a) Drehen eines Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug einen queraxialen Magnetfeldsensor und einen axialen Beschleunigungsmesser umfasst; (b) Erhalten eines Satzes von queraxialen Magnetfeldmessungen und eines Satzes von axialen Beschleunigungsmesser-Messungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (a) dreht; (c) Verarbeiten des Satzes von queraxialen Magnetfeldmessungen, die bei (b) erhalten werden, um einen Betrag einer queraxialen Magnetfeldkomponente zu berechnen, und (d) Verarbeiten des bei (c) berechneten Betrags der queraxialen Magnetfeldkomponente und des Satzes von axialen Beschleunigungsmesser-Messungen, die bei (b) erhalten werden, um den dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen.
In einem weiteren Aspekt umfasst ein Verfahren zum Durchführen einer dynamischen Bohrlochazimut-Messung, während ein Untertage-Messwerkzeug in einem Bohrloch gedreht wird: (a) Drehen des Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkezug einen queraxialen Magnetfeldsensor, einen axialen Beschleunigungsmesser und einen queraxialen Beschleunigungsmesser umfasst; (b) Erhalten eines Satzes von queraxialen Magnetfeldmessungen, eines Satzes von axialen Beschleunigungsmesser-Messungen und eines Satzes von queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (a) dreht; (c) Verarbeiten des Satzes von queraxialen Magnetfeldmessungen, die bei (b) erhalten werden, um einen Betrag einer queraxialen Magnetfeldkomponente zu berechnen; und (d) Verarbeiten des Betrags der queraxialen Magnetfeldkomponente, der bei (c) berechnet wird, und des Satzes von axialen Beschleunigungsmesser-Messungen und des Satzes von queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, die bei (b) erhalten werden, um den dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen.
Mit fortgesetztem Bezug auf 3 können die bei 104 durchgeführten Beschleunigungsmesser- und Magnetometer-Messungen in einem schnellen Zeitintervall durchgeführt werden, um dynamische Bohrlochazimut-Messungen im Wesentlichen in Echtzeit bereitzustellen. Das Zeitintervall kann beispielsweise im Bereich von etwa 0,0001 bis etwa 0,1 Sekunden liegen (d. h. eine Messfrequenz in einem Bereich von etwa 10 bis etwa 10000 Hz). In einer Ausführungsform kann ein Zeitintervall von 10 Millisekunden (0,01 Sekunden) verwendet werden. Diese Messungen können ferner über längere Zeitdauern gemittelt (oder geglättet) werden, wie nachstehend genauer beschrieben.
Der Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente kann aus den queraxialen Magnetfeldmessungen B_x und B_y beispielsweise wie folgt erhalten werden:
Ein mittlerer B_xy-Wert kann beispielsweise durch Mitteln einer Anzahl von Messungen über irgendeine vorbestimmte Zeitdauer (z. B. 30 Sekunden) berechnet werden. Eine solche Mittelung entfernt gewöhnlich Oszillationen in B_xy, die durch eine Fehlausrichtung der Sensorachsen verursacht werden. Das Mitteln verringert auch gewöhnlich das Messrauschen und verbessert die Genauigkeit.
Der Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente kann alternativ aus den Sätzen von queraxialen Magnetfeldmessungen wie folgt erhalten werden:
wobei σ_Bx und σ_By die Standardabweichungen eines Satzes von B_x- und B_y-Messungen darstellen, die über mehrere vollständige Drehungen des Werkzeugs durchgeführt werden (z. B. in einer Zeitdauer von 30 Sekunden während normaler Bohrdrehraten).
Es kann in bestimmten Anwendungen oder Werkzeugkonfigurationen vorteilhaft sein, Gleichstromversatz- und Skalierungsfaktorfehler aus den gemessenen B_x- und B_y-Werten zu entfernen. Dies kann beispielsweise über das Auftragen von B_x als Funktion von B_y für einen Satz von Messungen (z. B. 3000 Messungen, die über eine Zeitdauer von 30 Sekunden durchgeführt werden) bewerkstelligt werden. 4 stellt ein Beispiel eines solchen Diagramms dar, in dem der Zentrumsort 116 die Gleichstromversatzfehler für B_x und B_y darstellt und der Radius des Kreises 118 B_xy darstellt. In dem dargestellten Beispiel sind die Versatzwerte klein im Vergleich zum Radius. Bei Abwesenheit von Skalierungsfehlern und Fehlausrichtungen ist das Diagramm ein perfekter Kreis. Die Anwesenheit dieser Fehler führt gewöhnlich zu einem elliptischen Diagramm, in dem die relativen Skalierungsfehler und Fehlausrichtungen aus den Werten der Haupt- und Nebenachsen der Ellipse abgeschätzt werden können.
Eine strengere Analyse von kleinsten Quadraten kann auch verwendet werden, um Fehler aufgrund von verschiedenen Verzerrungen, Skalierungsfaktoren und Nicht-Orthogonalität des berechneten B_xy zu finden und zu entfernen. Parameterwerte können beispielsweise ausgewählt werden, die die folgende mathematische Gleichung minimieren:
wobei B_xc und B_yc korrigierte B_x- und B_y-Messungen darstellen, nachdem die Korrekturen angewendet wurden, und Σ die Summierung über alle Abtastwerte im Intervall darstellt. Dieses Verfahren ist ähnlich zu jenem, das von Estes (in Estes and Walters, Improvement of Azimuth Accuracy by Use of Iterative Total Field Calibration Techique and Compensation for System Environment Effects, SPE Paper 19546, Oktober 1989) gelehrt wird. Diese Korrekturen können unter Verwendung von entweder Übertage- oder Untertageprozessen angewendet werden. Andere ähnliche Methoden sind dem Fachmann auf dem Gebiet auch bekannt.
Bei bestimmten Vorgängen kann es vorteilhaft sein, die Magnetometer während des Bohrens über die Anwendung der vorstehend beschriebenen Korrekturen an Untertageprozessoren dynamisch zu kalibrieren. Eine solche Kalibrierung kann beispielsweise jedes Mal verwendet werden, wenn ein zusätzliches Bohrgestänge zum Bohrstrang hinzugefügt wird. Der Untertageprozessor kann dazu konfiguriert sein, eine Kalibrierungsroutine durchzuführen, jedes Mal, wenn der Fluss des Bohrfluids wieder eingeschaltet wird. Die Kalibrierung kann das Sammeln einer großen Anzahl von Messungen über eine gewisse vorbestimmte Zeitdauer (z. B. 3000 Messungen in einem Intervall von 30 Sekunden) umfassen, während das Werkzeug im Bohrloch gedreht wird. Die vorstehend mit Bezug auf 4 oder Gleichung 3 beschriebenen Korrekturen können dann auf den Satz von Magnetometer-Messungen angewendet werden. Die Bestimmung von verschiedenen Sensorfehlern (z. B. DC-Verzerrung, Skalierungsfaktor und Nicht-Orthogonalität) in dieser Weise kann ermöglichen, dass entweder vorher gesammelte oder anschließend gesammelte statische und/oder dynamische Magnetometerdaten korrigiert werden.
Selbstverständlich ist die vorstehend beschriebene dynamische Kalibrierung nicht auf Magnetometer-Messungen begrenzt, sondern kann auch auf Beschleunigungsmesser-Messungen angewendet werden. Der Prozess der dynamischen Kalibrierung von Beschleunigungsmesser-Messungen ist im Wesentlichen identisch zu dem vorstehend mit Bezug auf 4 und Gleichung 3 beschriebenen. Die Gleichung 3 kann beispielsweise wie folgt umgeschrieben werden:
wobei A_xc und A_yc, korrigierte A_x- und A_y-Messungen (x- und y-Achsen-Beschleunigungsmesser-Messungen) darstellen, nachdem die Korrekturen angewendet wurden, und Σ die Summierung über alle Abtastwerte im Intervall darstellt. Wie bei Gleichung 3 können Parameterwerte ausgewählt werden, die die Gleichung 3.1 minimieren.
Navigationssensoren werden üblicherweise in LWD-Werkzeugen und drehlenkbaren Werkzeugen verwendet. Diese Sensoren werden nicht immer vor der Verwendung streng kalibriert. Daher kann es vorteilhaft sein, die vorstehend erwähnte dynamische Kalibrierung untertage während des Bohrens anzuwenden. MWD-Navigationssensoren werden typischerweise in einem Herstellungsprozess gut kalibriert und werden ferner periodisch (z. B. jedes Jahr oder alle 6 Monate) in einem Wartungsprozess neu kalibriert. Trotzdem können die Verzerrungssensorfehler zwischen formalen Kalibrierungen problematisch werden. Daher kann es Gelegenheiten geben, in denen es vorteilhaft ist, dieses dynamische Kalibrierungsverfahren ebenso auf MWD-Werkzeuge anzuwenden.
Die vorstehend beschriebene dynamische Kalibrierung kann in verschiedenen Bohr- und Vermessungsvorgängen vorteilhaft sein, bei denen die x- und y-Achsen-Beschleunigungsmesser- und/oder Magnetometermesswerte klein sind. Wenn beispielsweise in fast vertikalen Winkeln gebohrt wird (d. h. Neigungswinkel, die geringer als etwa 10 Grad sind), sind die x- und y-Achsen-Beschleunigungsmesser-Messwerte typischerweise klein. In solchen Anwendungen kann der Beschleunigungsmesser-Verzerrungsfehler relativ groß sein im Vergleich zum gesamten Gravitationsfeld, und wenn er unkorrigiert belassen wird, kann er zu signifikanten Fehlern im berechneten Bohrlochazimut und Schwerkraft-Toolface führen. Wenn in Richtung des magnetischen Inklinationswinkels (z. B. innerhalb etwa 10 Grad) gebohrt wird, sind ebenso die x- und y-Achsen-Magnetometer-Messwerte typischerweise geringer als 0,1 Gauß. In solchen Anwendungen kann der Magnetometer-Verzerrungsfehler relativ groß sein im Vergleich zum gesamten Magnetfeld, und wenn er unkorrigiert belassen wird, kann er zu signifikanten Fehlern im berechneten Bohrlochazimut führen. Die vorstehend erwähnten dynamischen Kalibrierungen können auch an bestimmten geographischen Orten vorteilhaft sein, an denen das Magnetfeld der Erde gering ist.
In einem Aspekt wird ein Verfahren zum dynamischen Kalibrieren von rotierenden Navigationssensoren, die in einem unterirdischen Bohrloch eingesetzt werden, offenbart. Das Verfahren kann umfassen (a) Drehen eines Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug erste und zweite queraxiale Navigationssensoren umfasst; (b) Erhalten von ersten und zweiten queraxialen Navigationssensor-Messungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (a) dreht; und (c) Verarbeiten der bei (b) erhaltenen Navigationssensor-Messungen durch Anpassen der Navigationssensor-Messungen mit einer Kreisfunktion, um korrigierte queraxiale Navigationssensor-Messungen zu erhalten.
Magnetometer- und Beschleunigungsmesser-Verzerrungen können auch quantifiziert und aus den entsprechenden Messungen beispielsweise wie folgt entfernt werden. Die gemessenen Beschleunigungsmesser- und/oder Magnetometerdaten können mathematisch in Vektorform beispielsweise wie folgt ausgedrückt werden: D_x(i) = D_xysinM(i) + eD_x Gleichung 3.2 D_y(i) = D_xycosM(i) + eD_y Gleichung 3.3 wobei D_x(i) und D_y(i) die Beschleunigungsmesser- oder Magnetometerdaten darstellen, M(i) Toolface-Winkel entsprechend dem i-ten Beschleunigungsmesser- oder Magnetometer-Datenpunkt darstellt, D_xy den Betrag der queraxialen Magnetfeld- oder Gravitationsfeldkomponente darstellt und eD_x und eD_y die Verzerrungsfehler darstellen. In der Praxis werden die gemessenen Sensordaten (die Beschleunigungsmesser- oder Magnetometerdaten) verwendet, um nach den Unbekannten aufzulösen: D_xy, eD_x und eD_y. Die folgenden Parameter können beim Auflösen nach diesen Unbekannten verwendet werden: a = 2[D_x(i + 1) – D_x(i)] Gleichung 3.4 b = 2[D_y(i + 1) – D_y(i)] Gleichung 3.5 c = D_x(i)² + D_y(i)² – D_x(i + 1)² – D_y(i + 1)² Gleichung 3.6
Diese Parameter können unter Verwendung der Gleichungen 3.2 und 3.3 erweitert werden, um Folgendes zu erhalten: a(i) = 2D_xy[sinM(i + 1) – sinM(i)] Gleichung 3.7 b(i) = 2D_xy[cosM(i + 1) – cosM(i)] Gleichung 3.8 c(i) = 2D_xyeD_x[sinM(i) – sinM(i + 1)] + 2D_xyeD_y[cosM(i) – cosM(i + 1)] Gleichung 3.9
Aus den Gleichungen 3.7, 3.8 und 3.9: c(i) = –[a(i)eD_x + b(i)eD_y] Gleichung 3.10
Die folgenden linearen Gleichungen (d. h. linear in Bezug auf die Verzerrungsfehlerterme) können durch Summieren der vorstehend in Gleichungen 3.7, 3.8 und 3.9 gegebenen Parameter erhalten werden. sac = –(eD_xsaa + eD_ysub) Gleichung 3.11 sbc = –(eD_xsab + eD_ysbb) Gleichung 3.12
Beim Berechnen der Verzerrungsfehler in den Gleichungen 3.13 und 3.14 können diese Fehler verwendet werden, um entweder dynamische oder statische Navigationssensormessungen zu korrigieren. In einem Aspekt kann beispielsweise ein Verfahren zum Korrigieren von statischen Navigationssensormessungen unter Verwendung von dynamischen Navigationssensormessungen umfassen: (a) Einsetzen eines Untertagewerkzeugs in einem unterirdischen Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug erste und zweite queraxiale Navigationssensoren umfasst; (b) Erhalten von ersten und zweiten statischen queraxialen Navigationssensormessungen, während sich das Untertagewerkzeug im Wesentlichen nicht in Bezug auf das Bohrloch dreht; (c) Drehen des Untertagewerkzeugs im Bohrloch; (d) Erhalten von dynamischen queraxialen Navigationssensormessungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (c) dreht; (e) Verarbeiten der bei (d) erhaltenen dynamischen queraxialen Navigationssensormessungen, um eine Verzerrung für jeden der ersten und zweiten queraxialen Navigationssensoren zu berechnen; und (f) Verarbeiten der bei (e) berechneten Verzerrung mit den bei (b) erhaltenen statischen Navigationssensormessungen, um korrigierte statische Navigationssensormessungen zu erhalten.
Verzerrungs- und Skalierungsfehler können auch unter Verwendung einer Analyse an mehreren Stationen abgeschätzt werden. Ein Satz von Korrekturparametern mit Verzerrungen und Skalierungsfehlern für jede der drei Achsen, einem Toolface-Versatz bei einer Drehzahl von null und einem von der Drehzahl abhängigen Versatzkorrekturfaktor kann beispielsweise berechnet werden, um die Magnetfeldabweichung des quadratischen Mittels über ein gebohrtes Intervall zu minimieren. Eine solche Magnetfeldabweichung ist ein Skalar und stellt den Vektorabstand zwischen dem berechneten magnetischen Vektor und dem Referenzvektor dar. Um den von der Drehzahl abhängigen Versatzkorrekturfaktor auszuwerten, kann das gebohrte Intervall von mehreren Bohrstrangdrehraten (z. B. ein Gleitintervall und ein Drehintervall oder eine Änderung der Drehrate des Bohrstrangs vor und/oder nach einer Verbindung) Gebrauch machen.
In Ausführungsformen, in denen die Magnetometer in unmittelbarer Nähe zu einem Schlammmotor eingesetzt werden, kann B_xy aufgrund eines induzierten Magnetisierungseffekts im Motor abgeschwächt werden. Aufgrund seiner hohen magnetischen Permeabilität kann das Magnetfeld nahe dem Motor verzerrt werden, wodurch verursacht wird, dass ein Teil des gesamten queraxialen Flusses die Magnetometer umgeht. Obwohl dieser Effekt üblicherweise klein ist, kann es vorteilhaft sein, eine solche Abschwächung zu berücksichtigen. Eine dreidimensionale Modellierung finiter Elemente gibt an, dass die Abschwächung in der Größenordnung von einigen Prozent liegen kann, wenn die Magnetfeldsensoren innerhalb eines Fußes oder zwei des Motors eingesetzt werden. Wenn beispielsweise die Sensoren um etwa 11 Zoll vom Motor axial beabstandet sind, wird die Abschwächung als etwa 3 Prozent für einen Motor mit einem Durchmesser von 4,75 Zoll, etwa 5 Prozent für einen Motor mit einem Durchmesser von 6,75 Zoll und 7 Prozent für einen Motor mit einem Durchmesser von 8 Zoll abgeschätzt.
Beim Erhalten der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy und einer axialen Beschleunigungsmesser-Messung kann der Bohrlochazimut Azi beispielsweise wie folgt berechnet werden:
wobei A_z eine axiale Beschleunigungsmesser-Messung darstellt, G den Betrag des lokalen Gravitationsfeldes der Erde darstellt, B den Betrag des lokalen Magnetfeldes der Erde darstellt und D den lokalen magnetischen Inklinationswinkel darstellt.
Der Fachmann auf dem Gebiet kann leicht Werte für die magnetischen Referenzkomponenten B und D beispielsweise aus lokalen magnetischen Vermessungen, die an oder unter der Erdoberfläche durchgeführt werden, aus Messungen, die an nahe gelegenen geomagnetischen Observatorien durchgeführt werden, aus veröffentlichten Diagrammen und/oder aus mathematischen Modellen des Erdmagnetfeldes wie z. B. dem Internationalen Geomagnetischen Referenzfeld ”IGRF”, dem Britischen Geologischen Geomagnetischen Vermessungsmodell ”BGGM” und/oder dem Geomagnetischen Modell mit hoher Auflösung ”HDGM” erhalten. Die Referenzkomponenten können auch von einer nicht rotierenden (statischen) Vermessung, beispielsweise unter Verwendung von Sensoren, die von magnetischen Bohrstrangkomponenten beabstandet sind, und Verfahren, die dem Fachmann auf dem Gebiet bekannt sind, erhalten werden.
Die Referenzkomponente G kann auch beispielsweise unter Verwendung von geologischen Vermessungen, Oberflächenmessungen an Ort und Stelle und/oder mathematischen Modellen erhalten werden. Der Betrag des lokalen Gravitationsfeldes G der Erde kann auch aus statischen Beschleunigungsmesser-Messungen erhalten werden, die untertage durchgeführt werden, z. B. über
Die offenbarten Ausführungsformen sind nicht auf irgendeine spezielle Methodologie zum Erhalten von B, D oder G begrenzt.
In einer alternativen Ausführungsform kann der Bohrlochazimut aus dem Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy durch Anwenden einer Korrektur einer kurzen Schwerstange beispielsweise wie folgt berechnet werden: PsinAzi + QcosAzi + RsinAzi·cosAzi = 0 Gleichung 5 wobei P, Q und R aus der Bohrlochneigung I, dem Toolface-Versatz (T – M) und dem Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy beispielsweise wie folgt berechnet werden können: P = BsinD·sinI·cosI + BcosI·cos(T – M) Q = B_xysin(T – M); und R = BcosD·sin²I und wobei B und D wie vorstehend in Bezug auf Gleichung 4 definiert sind und T und M das Schwerkraft-Toolface und das magnetische Toolface darstellen, wie sie auch vorstehend beschrieben sind. Eine dynamische Bohrlochneigung (hier auch als Bohrlochneigung bezeichnet) kann aus den axialen Beschleunigungsmesser-Messungen beispielsweise wie folgt berechnet werden: cosI = A_z/G, wobei A die axiale Beschleunigungsmesser-Messung darstellt und G den Betrag des lokalen Gravitationsfeldes der Erde darstellt.
Die Gleichung 5 drückt den Bohrlochazimut als Funktion von drei primären Eingaben aus, die unter Drehung (d. h. Drehung des Bohrstrangs um seine Längsachse) unveränderlich sind: (i) des Betrags der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy, (ii) des Toolface-Versatzes (T – M) und (iii) der Bohrlochneigung I. Die Erfassung der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy ist vorstehend beschrieben. Der Toolface-Versatz und der Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente können beispielsweise unter Verwendung eines einzelnen queraxialen Beschleunigungsmessers und eines einzelnen queraxialen Magnetometers erhalten werden. In einer solchen Ausführungsform ist B_xy der Betrag der ungefähr sinusförmigen Welle (d. h. eine periodische Veränderung), die durch die Reaktion des queraxialen Magnetometers umrissen wird, und (T – M) ist die Phasendifferenz zwischen ungefähr sinusförmigen Wellen, die durch die Reaktionen des queraxialen Magnetometers und des queraxialen Beschleunigungsmessers umrissen wird.
Der Toolface-Versatz (T – M) kann auch unter Verwendung von Sensorkonfigurationen mit ersten und zweiten queraxialen Beschleunigungsmessern und ersten und zweiten queraxialen Magnetometern (z. B. den x- und y-Achsen-Beschleunigungsmessern und -Magnetometern in dreiaxialen Sensorsätzen) erhalten werden Der Toolface-Versatz kann beispielsweise gemäß dem folgenden mathematischen Ausdruck berechnet werden:
Die queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen sind im Allgemeinen aufgrund von Untertagevibrationen, die üblicherweise während des Bohrens angetroffen werden, rauschbehaftet. Die Toolface-Versatzwerte können daher über viele Abtastwerte (z. B. 3000) gemittelt werden, um das Rauschen zu verringern.
Um die Komplexität der Untertageberechnungen zu verringern (d. h. die Anzahl von Malen, die komplexe Funktionen wie z. B. arctan verarbeitet werden, zu verringern) kann der Toolface-Versatz alternativ über eine Anzahl von Messungen beispielsweise wie folgt berechnet werden:
wobei B_x und B_y wahlweise gegen B_xc und B_yc von Gleichung 3 ausgetauscht werden können.
Selbstverständlich kann der Toolface-Versatz mit verschiedenen Fehlern beispielsweise aufgrund von Asynchronizität zwischen Beschleunigungsmesser- und Magnetometerkanälen und Wirbelstromeffekten, die durch den leitfähigen Bohrstrang, der sich im Erdmagnetfeld dreht, verursacht werden, verfälscht werden. Diese Fehler können (manchmal) einige Grad im Betrag sein und können daher eine Kompensation erfordern. Mehrere Kompensationsverfahren können verwendet werden, beispielsweise einschließlich peripherer Anordnung der Magnetometer im Untertage-Messwerkzeug, um Wirbelstromeffekte zu verringern, Korrekturen auf der Basis einer mathematischen Analyse von Filterverzögerungen und Wirbelströmen und Auswahl von Filterparametern, die Messversätze verringern. Kompensationsverfahren können auch Toolface-Versatzänderungen berücksichtigen, die durch eine Änderung der Drehrate des Bohrstrangs verursacht werden.
5 stellt ein Diagramm des Toolface-Versatzes (in Einheiten von Grad) als Funktion der Drehrate des Messwerkzeugs im Bohrloch (in Einheiten von min^–1) dar. Im dargestellten Diagramm wird der Toolface-Versatz als lineare Funktion der Drehrate mit einer Steigung von etwa –0,1 Grad/min^–1 (d. h. um etwa zwei Grad pro 20 min^–1 abnehmend) beobachtet. Während des Bohrens kann die Drehrate des Messwerkzeugs über irgendein bekanntes Verfahren, beispielsweise über Differenzieren von sequentiellen Messungen des magnetischen Toolface, wie folgt erhalten werden: R = 30 / π[ M(n) – M(n – 1) / t] Gleichung 8 wobei R die Drehrate in Einheiten von min^–1 darstellt, M das magnetische Toolface darstellt, t die Zeit zwischen sequentiellen Messungen (z. B. 10 Millisekunden) darstellt und n den Anordnungsindex im Satz von Messungen des magnetischen Toolface darstellt, so dass M(n – 1) und M(n) sequentielle Messungen des magnetischen Toolface darstellen. Der Fachmann kann leicht Gleichung 8 umschreiben, so dass die Drehrate in alternativen Einheiten wie z. B. in Radiant pro Sekunde, Radiant pro Minute oder Grad pro Sekunde ausgedrückt wird.
Eine Prozedur zum Berücksichtigen von Toolface-Versatzänderungen mit der Drehrate umfasst das Messen des Toolface-Versatzes während einer Periode, wenn die Drehrate des Bohrstrangs variiert, beispielsweise wenn sich die Bohrstrangdrehung verlangsamt, bevor eine neue Verbindung hergestellt wird, wenn sie sich nach der Verbindung beschleunigt oder wenn sie zwischen hohen und niedrigen Drehraten zwischen Dreh- und Gleitbohren abwechselt. In Bereichen, in denen der Bohrlochweg eine hohe Krümmung aufweist, kann es erwünscht sein, dass der Bohrer die axiale Bewegung des Bohrstrangs minimiert, während sich die Drehrate verändert, so dass die Daten in einer einzigen Stellung gesammelt werden können. Ein von der Drehung abhängiger Versatzfehler kann dann beispielsweise aus einem Diagramm des Toolface-Versatzes als Funktion der Drehrate gefunden werden (z. B. wie in 5 dargestellt). Eine Analyse kleinster Quadrate kann auch verwendet werden, um eine geeignete Anpassungsfunktion (z. B. eine nicht-lineare Funktion, wenn geeignet) zu bestimmen. Eine Versatzkorrektur kann angewendet werden, um den Toolface-Versatz auf seinen äquivalenten Wert bei einer Drehzahl von null vor seiner Verwendung in Gleichung 5 zu verringern.
Der vorstehend in Bezug auf Gleichungen 6 und/oder 7 und 5 bestimmte Toolface-Versatz (hier auch als dynamischer Toolface-Versatz bezeichnet) kann auch in Abbildungsanwendungen zum Protokollieren während des Bohrens (LWD) und drehlenkbaren Anwendungen verwendet werden, in denen sich die Vermessungssensoren in Bezug auf das Bohrloch (z. B. mit der Bohrkrone) drehen. Bei herkömmlichen LWD-Abbildungs- und drehlenkbaren Anwendungen können Messungen des magnetischen Toolface, die während des Bohrens durchgeführt werden, in das Schwerkraft-Toolface unter Verwendung eines statischen Toolface-Versatzes umgewandelt werden (z. B. über Addieren des statischen Toolface-Versatzes zum magnetischen Toolface). Der statische Toolface-Versatz wird aus statischen Vermessungen bestimmt. Obwohl diese Methode manchmal in geraden Bohrlochabschnitten und solchen mit geringer Bohrlochabweichung gut funktionieren kann, kann sie signifikante Toolface-Fehler in Bohrlochabschnitten mit hoher Bohrlochabweichung einführen (da sich der statische Toolface-Versatz signifikant zwischen statischen Vermessungsstationen ändern kann). Durch Ignorieren der Drehrateneffekte auf den Toolface-Versatz, was in 5 dargestellt ist, können überdies noch größere Fehler eingeführt werden.
7 stellt ein Ablaufplan eines Verfahrens 140 zum Durchführen von dynamischen Messungen des Schwerkraft-Toolface während des Bohrens dar. Navigationssensoren werden in einem Bohrloch bei 102 gedreht und verwendet, um Gravitationsfeld- und Magnetfeldmessungen bei 104 zu erfassen, wie vorstehend mit Bezug auf 3 beschrieben. Die Magnetfeldmessungen werden bei 146 verarbeitet, um ein magnetisches Toolface zu erhalten. Die Gravitations- und Magnetfeldmessungen werden bei 148 weiter verarbeitet, um einen dynamischen Toolface-Versatz zu erhalten. Die Verarbeitung bei 148 kann die Verwendung der Gleichungen 6 oder 7 und einer Drehratenkorrektur wie z. B. der in 5 dargestellten umfassen. Das dynamische Schwerkraft-Toolface kann dann bei 150 über Addieren des bei 148 erhaltenen dynamischen Toolface-Versatzes zum bei 146 erhaltenen dynamischen magnetischen Toolface bestimmt werden.
8 stellt eine alternative BHA-Konfiguration 210 mit einem drehlenkbaren Werkzeug 212 und mindestens einem LWD-Werkzeug 214 (mit mindestens einem LWD-Sensor 215), die lochaufwärts von der Bohrkrone 216 eingesetzt werden, dar. In der dargestellten Ausführungsform werden dreiaxiale Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätze 218, 219 im drehlenkbaren Werkzeug 212 eingesetzt und sind dazu konfiguriert, sich mit der Bohrkrone 216 zu drehen. Die offenbarten Ausführungsformen sind jedoch nicht in dieser Hinsicht begrenzt, da die Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätze 218 und 219 im Wesentlichen irgendwo in der BHA 210 (z. B. im LWD-Werkzeug 214 oder in einem MWD-Vermessungswerkezug) eingesetzt werden können. Ferner können diese Sensorsätze innerhalb eines Untertage-Schlammmotors und/oder in einem drehlenkbaren Werkzeug angeordnet sein, wobei die Drehzahl der Sensoren von jener der Bohrkrone signifikant verschieden sein kann. Außerdem kann die Drehzahl der Sensorsätze durch eine Untertage-Steuereinheit gesteuert werden (z. B. wie im gemeinsam übertragenen US-Patent 7 950 473 offenbart, das durch den Hinweis in seiner Gesamtheit hier aufgenommen wird). Die gesteuerte Drehzahl der Sensorsätze kann beispielsweise in einem Bereich von etwa 1 bis etwa 20 min^–1 liegen, während sich die Bohrkrone mit etwa 100 min^–1 dreht. Überdies ist die Verwendung von dreiaxialen Beschleunigungsmesser- und Magnetometersätzen nicht erforderlich, da erste und zweite queraxiale Beschleunigungsmesser und erste und zweite queraxiale Magnetometer ebenso verwendet werden können.
Mit fortgesetztem Bezug auf 7 und 8 kann das bei 150 des Verfahrens 140 berechnete dynamische Schwerkraft-Toolface in Kombination mit LWD-Daten verarbeitet werden, die vom LWD-Sensor 215 erfasst werden, um ein LWD-Bild zu erhalten. Überdies kann das dynamische Schwerkraft-Toolface durch das drehlenkbare Werkzeug 212 weiter verarbeitet werden, um eine Richtung des anschließenden Bohrens eines Bohrlochs (oder neue Positionen für Lenkelemente im Werkzeug 212) zu berechnen.
Beim Berechnen der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy können dann der Toolface-Versatz (T – M) und die Bohrlochneigung I, der Bohrlochazimut Azi beispielsweise über das Lösen von Gleichung 5 berechnet werden. Eine solche Lösung umfasst üblicherweise entweder zwei oder vier Wurzeln. Bestimmte dieser Wurzeln können verworfen werden, da bekannt ist, dass das Vorzeichen (positiv oder negativ) von sin(Azi) zum Vorzeichen von Q in Gleichung 5 entgegengesetzt ist. Mit anderen Worten, wenn Q negativ ist, liegt der Bohrlochazimut zwischen null und 180 Grad, und wenn Q positiv ist, liegt der Bohrlochazimut zwischen 180 und 360 Grad.
Irgendein geeigneter Wurzelfindungsalgorithmus kann verwendet werden, um Gleichung 5 zu lösen. Beispielsweise kann es ausreichen, die Gleichung bei einer gewissen Anzahl von Versuchswerten (z. B. in Inkrementen von einem Grad innerhalb der vorstehend beschriebene Spanne von 180 Grad) auszuwerten. Nulldurchgänge können dann zwischen Versuchswerten aufgefunden werden, die entgegengesetzte Vorzeichen zurückgeben (z. B. ein Übergang von positiv auf negativ oder umgekehrt). Eine mögliche Wurzel von Gleichung 5 kann dann durch Interpolation oder durch weiteres Auswerten der Gleichung in kleineren Inkrementen zwischen den Versuchswerten gefunden werden. Andere bekannte Verfahren zum Auffinden von Nulldurchgängen umfassen beispielsweise das Newton-Raphson-Verfahren und das Halbierungsverfahren. Wenn alle möglichen Wurzeln Azi_root innerhalb des Versuchsbereichs von 180 Grad gefunden wurden, können sie unterschieden werden beispielsweise über die Verwendung jeder Wurzel, um ein hypothetisches Erdfeld zu berechnen, und das Vergleichen dieser hypothetischen Felder mit einem Referenzfeld. Dies kann mathematisch beispielsweise wie folgt dargestellt werden:
wobei B, D I, T und M wie vorstehend definiert sind, Azi_root eine der Wurzeln von Gleichung 5 darstellt, Bz_root, Bv_root und Bh_root axiale, vertikale und horizontale Komponenten des hypothetischen Erdmagnetfeldes darstellen, die für einen Bohrlochazimut von Azi_root berechnet werden, und δB die Differenz zwischen dem hypothetischen Erdmagnetfeld und dem Referenzmagnetfeld als Vektorabstand darstellt. Der Bohrlochazimutwert Azi_root, der den kleinsten Wert von δB zurückgibt, kann als korrekte Wurzel betrachtet werden (und daher kann das hypothetische Erdfeld als berechnetes Erdfeld betrachtet werden). Überdies kann der Zahlenwert von δB vorteilhafterweise als Indikator der Vermessungsqualität verwendet werden (wobei kleinere Werte auf eine verbesserte Qualität hinweisen), da er die Differenz zwischen dem berechneten (hypothetischen) Erdfeld und dem Referenzfeld darstellt.
Wie vorstehend beschrieben, schafft das Verfahren 100 das Durchführen von dynamischen Messungen des Bohrlochazimuts während des Bohrens, ohne eine axiale Magnetfeldmessung zu erfordern. Es wurde festgestellt, dass das Verfahren eine geeignete Genauigkeit unter vielen Bohrbedingungen bereitstellt. Die Zuverlässigkeit des berechneten Azimuts nimmt jedoch gewöhnlich in fast horizontalen Bohrlöchern mit einer ungefähren Ost-West-Orientierung ab. Eine alternative Methodologie kann bei solchen Bohrlochlagen verwendet werden.
6 stellt einen Ablaufplan von einem solchen alternativen Verfahren 120 zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimut-Messungen während des Bohrens dar. Navigationssensoren werden in einem Bohrloch bei 102 gedreht und verwendet, um Gravitationsfeld- und Magnetfeldmessungen bei 104 zu erfassen, wie vorstehend in Bezug auf 3 beschrieben. Ein mathematisches magnetisches Modell wird bei 126 ausgewertet, um induzierte und remanente axiale Magnetfeldkomponenten zu erhalten. Die induzierten und remanenten Magnetfeldkomponenten werden bei 128 in Kombination mit einer axialen Magnetfeldmessung, die bei 104 durchgeführt wird, verarbeitet, um eine korrigierte axiale Magnetfeldkomponente zu erhalten. Die korrigierte axiale Magnetfeldkomponente wird dann bei 130 in Kombination mit anderen der Messungen, die bei 104 durchgeführt werden, verarbeitet, um einen dynamischen Bohrlochazimut zu erhalten.
In einem Aspekt umfasst ein Verfahren zum Durchführen von dynamischen Bohrlochazimut-Messungen, während ein Untertage-Messwerkzeug in einem Bohrloch gedreht wird: (a) Drehen eines Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug einen axialen Magnetfeldsensor, einen queraxialen Magnetfeldsensor, einen axialen Beschleunigungsmesser und einen queraxialen Beschleunigungsmesser umfasst, (b) Erhalten eines Satzes von axialen Magnetfeldmessungen, eines Satzes von queraxialen Magnetfeldmessungen, eines Satzes von axialen Beschleunigungsmesser-Messungen und eines Satzes von queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (a) dreht; (c) Auswerten eines magnetischen Modells, um eine induzierte axiale Magnetfeldkomponente und eine remanente axiale Magnetfeldkomponente zu erhalten; (d) Korrigieren des Satzes von axialen Magnetfeldmessungen unter Verwendung der remanenten axialen Magnetfeldkomponente als Verzerrung und der induzierten axialen Magnetfeldkomponente als Skalierungsfaktor, um eine korrigierte axiale Magnetfeldkomponente zu erhalten; und (e) Verarbeiten der korrigierten axialen Magnetfeldkomponente, um den dynamischen Bohrlochazimut zu berechnen.
Mit fortgesetztem Bezug auf 6 wird im Verfahren 120 der Messwert der axialen Magnetfeldkomponente B_z unter Verwendung einer Verzerrung und eines Skalierungsfaktors korrigiert. Die axiale Verzerrung wird von einer axialen Komponente der remanenten Magnetisierung im Bohrstrang (z. B. vom Schlammmotor und/oder von der Bohrkrone) erhalten. Wie dem Fachmann auf dem Gebiet bekannt ist, ist eine solche remanente Magnetisierung üblicherweise das Ergebnis von Magnetpartikel-Untersuchungstechniken, die bei der Herstellung und Prüfung von Untertagewerkzeugen verwendet werden. Die gemessene axiale Magnetfeldkomponente kann dann beispielsweise wie folgt modelliert werden: B_z = Be_z(1 + SBi_z) + Br_z Gleichung 13 wobei B_z die gemessene axiale Magnetfeldkomponente darstellt, Be_z die axiale Komponente des Erdmagnetfeldes darstellt (auch als korrigierte axiale Magnetfeldkomponente bezeichnet), SBi_z den Skalierungsfaktorfehler aufgrund der induzierten Magnetisierung darstellt und Br_z die axiale Verzerrung aufgrund der remanenten Magnetisierung darstellt.
Der Skalierungsfaktorfehler SBi_z und die axiale Verzerrung Br_z können unter Verwendung von verschiedenen Methodologien erhalten werden. Der Skalierungsfaktorfehler kann beispielsweise auf der Basis der bekannten Abmessungen und Materialeigenschaften der magnetischen Schwerstange abgeschätzt werden. Der axiale Magnetfluss, der vom Ende einer magnetischen Schwerstange ausgeht, kann beispielsweise wie folgt mathematisch ausgedrückt werden:
wobei F den axialen Magnetfluss darstellt, μ_r die relative Permeabilität der magnetischen Schwerstange darstellt und d und Di den Innen- und den Außendurchmesser der magnetischen Schwerstange darstellen. Wenn der Fluss F als von einem induzierten Magnetpol ausgehend betrachtet wird, kann das induzierte axiale Feld Bi_z in einem Abstand L mathematisch beispielsweise wie folgt ausgedrückt werden: Bi_z = F / 4πL² Gleichung 15
Die induzierte Magnetisierung kann mathematisch als Skalierungsfaktorfehler beispielsweise wie folgt dargestellt werden:
Bei der Anwendung von Gleichung 16 sollte beachtet werden, dass ein Flussaustritt verursachen kann, dass sich das Ende der magnetischen Schwerstange verhält, als ob der Polort einige Zoll innerhalb der Schwerstange liegt (d. h. nicht exakt am Ende der Schwerstange). Dies kann berücksichtigt werden, wenn ein Wert für den Sensorabstand L abgeschätzt wird.
Die axiale Verzerrung Br_z kann aus Azimutmessungen bestimmt werden, die in vorherigen Vermessungsstationen durchgeführt werden. Gleichung 9 kann beispielsweise verwendet werden, um die axiale Komponente des Erdmagnetfeldes (wobei Be_z = Bz_root) in einer vorherigen Vermessungsstation zu berechnen. Das Einsetzen der Werte von B_z und Be_z von der vorherigen Station und des konstanten SBi_z in Gleichung 13 schafft eine Lösung für die axiale Verzerrung Br_z. Sowohl der Skalierungsfaktorfehler als auch die axiale Verzerrung können dann als Konstanten bei der anschließenden Verwendung der Gleichung 13 betrachtet werden, wodurch eine direkte Transformation der gemessenen axialen Magnetfeldkomponente B_z in eine Abschätzung der axialen Komponente des Erdmagnetfeldes Be_z ermöglicht wird.
Der Skalierungsfaktorfehler und die axiale Verzerrung können auch aus Azimutmessungen, die an mehreren vorherigen Vermessungsstationen durchgeführt werden, unter Verwendung einer Form einer Analyse an mehreren Stationen erhalten werden. Die gemessenen axialen Magnetfeldkomponenten, die an den mehreren Vermessungsstationen aufgenommen werden, können beispielsweise gegen die entsprechenden axialen Komponenten des in Gleichung 9 berechneten Erdmagnetfeldes aufgetragen werden. Das Ergebnis ist ein ungefähr lineares Diagramm mit einem vertikalen Achsenschnittpunkt beim axialen Verzerrungswert Br_z und einer Steigung von 1 + SBi_z (was in Gleichung 13 eingesetzt werden kann oder wovon der Skalierungsfaktorfehler leicht erhalten werden kann). Wie vorstehend angegeben, können dann der Skalierungsfaktorfehler und die axiale Verzerrung als Konstanten in Gleichung 13 betrachtet werden, was eine direkte Transformation der gemessenen axialen Magnetfeldkomponente in eine Abschätzung der axialen Komponente des Erdmagnetfeldes ermöglicht.
Beim Erhalten einer Abschätzung der axialen Komponente des Erdmagnetfeldes kann der Bohrlochazimut Azi beispielsweise unter Verwendung der vorstehend gegebenen Gleichung 4 oder der folgenden mathematischen Beziehung berechnet werden:
wobei B_xy den Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente darstellt (beispielsweise wie vorstehend mit Bezug auf Gleichungen 1–3 beschrieben erhalten), (T – M) den Toolface-Versatz zwischen dem Schwerkraft-Toolface T und dem magnetischen Toolface M darstellt (beispielsweise wie vorstehend mit Bezug auf Gleichungen 6–8 beschrieben erhalten) und I die Bohrlochneigung darstellt.
Die unter Verwendung von Gleichung 17 erhaltene Vermessungsqualität kann beispielsweise unter Verwendung der Eingaben B_xy, Be_z, I und (T – M), um den Betrag B und die Inklination D des Erdmagnetfeldes zu berechnen, beispielsweise wie folgt, und Vergleichen dieser Werte mit den vorstehend erwähnten Referenzwerten angegeben werden:
Die dynamischen Bohrlochazimutwerte können während des Bohrens unter Verwendung von Übertage- und/oder Untertageprozessoren berechnet werden (die offenbarten Ausführungsformen sind nicht in dieser Hinsicht begrenzt). In einer oder mehreren Ausführungsformen werden die dynamische Bohrlochneigung I, der Betrag der queraxialen Magnetfeldkomponente B_xy, der Toolface-Versatz (T – M) und die Drehrate der Bohrschwerstange R untertage berechnet und zur Oberfläche in irgendeinem vorbestimmten Intervall (z. B. in Intervallen von 30 oder 60 Sekunden) während des Bohrens übertragen. Diese Werte werden dann verwendet, um den Bohrlochazimut an der Oberfläche beispielsweise unter Verwendung der Gleichungen 5 und 9–12 zu berechnen. Der Toolface-Versatz kann auch hinsichtlich der Drehrate an der Oberfläche korrigiert werden. Alternativ können A_z (oder I) und B_xy untertage berechnet werden und zur Oberfläche übertragen werden. Die Gleichung 4 kann dann verwendet werden, um den dynamischen Bohrlochazimut an der Oberfläche zu berechnen. Ein Ein-Bit-Ost-West-Indikator kann auch untertage berechnet und zur Oberfläche übertragen werden. Ein Ost-West-Indikator kann beispielsweise das Berechnen der folgenden Summierung über eine vorbestimmte Anzahl von Messungen umfassen Σ(A_xB_y – A_yB_x), so dass ein positiver Wert einen dynamischen Ostseiten-Bohrlochazimut (binäre 1) angibt und ein negativer Wert einen dynamischen Westseiten-Bohrlochazimut (binäre 0) angibt. Die Verwendung eines Ost-West-Indikators kann vorteilhaft sein, wenn die BHA fast auf magnetisch Nord-Süd (z. B. innerhalb 10 Grad) ausgerichtet ist.
Überdies können das Schwerkraft-Toolface und/oder die verschiedenen Korrekturfaktoren oder Verzerrungsfehler auch entweder unter Verwendung von Übertage- oder Untertageprozessoren berechnet werden. Die rohen Navigationssensormessungen können beispielsweise über eine Datenverbindung mit hoher Bandbreite nach Übertage übertragen werden und verwendet werden, um an der Oberfläche die verschiedenen hier offenbarten Parameter zu berechnen. Diese Parameter können dann nach Untertage übertragen werden. Alternativ kann die Verarbeitung anderswo im Bohrstrang (z. B. in einem LWD-Werkzeug oder einem drehlenkbaren Werkzeug) stattfinden. In einer solchen Ausführungsform können die Navigationssensordaten und die berechneten Parameter zwischen verschiedenen Untertagewerkzeugen unter Verwendung eines Untertage-Kommunikationsbusses oder elektromagnetischer Kurzstrecken-Telemetrietechniken hin und her übertragen werden. Die offenbarten Ausführungsformen sind nicht in irgendeiner derartigen Hinsicht begrenzt.
Obwohl in 1 und 2 nicht gezeigt, umfassen selbstverständlich Untertage-Messwerkzeuge, die für die Verwendung bei den offenbarten Ausführungsformen geeignet sind, im Allgemeinen mindestens eine elektronische Steuereinheit. Eine solche Steuereinheit umfasst typischerweise eine Signalverarbeitungsschaltungsanordnung mit einem digitalen Prozessor (einem Mikroprozessor), einen Analog-Digital-Umsetzer, und einen vom Prozessor lesbaren Speicher. Die Steuereinheit umfasst typischerweise auch einen vom Prozessor lesbaren oder computerlesbaren Programmcode, der eine Logik verkörpert, einschließlich Befehlen zum Berechnen von verschiedenen Parametern, wie vorstehend beschrieben, beispielsweise in Bezug auf die Gleichungen 1–19. Ein Fachmann auf dem Gebiet erkennt auch leicht, dass einige der vorstehend erwähnten Gleichungen auch unter Verwendung von Hardwaremechanismen berechnet werden können (z. B. einschließlich analoger oder digitaler Schaltungen).
Eine geeignete Steuereinheit umfasst typischerweise einen Zeitgeber mit beispielsweise einem Inkrementierungszähler, einem Dekrementierungszeitablaufzähler oder einem Echtzeittakt. Die Steuereinheit kann ferner mehrere Datenspeichervorrichtungen, verschiedene Sensoren, andere steuerbare Komponenten, eine Leistungsversorgung und dergleichen umfassen. Die Steuereinheit kann auch wahlweise mit anderen Instrumenten im Bohrstrang kommunizieren, wie z. B. Telemetriesystemen, die mit der Oberfläche oder einer EM (elektromagnetischen) Kurzstrecke kommunizieren, die die Zweiwege-Kommunikation über einen Untertagemotor ermöglicht. Es ist zu erkennen, dass die Steuereinheit nicht notwendigerweise im Sensoransatzstück (z. B. Ansatzstück 60) angeordnet ist, sondern anderswo im Bohrstrang in elektronischer Kommunikation damit angeordnet sein kann. Überdies erkennt ein Fachmann auf dem Gebiet leicht, dass die vorstehend beschriebenen mehreren Funktionen unter einer Anzahl von elektronischen Vorrichtungen (Steuereinheiten) verteilt werden können.
Obwohl dynamische Bohrlochazimut-Messungen und bestimmte Vorteile davon im Einzelnen beschrieben wurden, können selbstverständlich verschiedene Änderungen, Substitutionen und Veränderungen hier durchgeführt werden, ohne von Gedanken und Schutzbereich der Offenbarung, wie durch die beigefügten Ansprüche definiert, abzuweichen.

Claims

Verfahren zum Durchführen von dynamischen Schwerkraft-Toolface-Messungen, während ein Untertage-Messwerkzeug in einem Bohrloch gedreht wird, das umfasst: (a) Drehen eines Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug erste und zweite queraxiale Magnetfeldsensoren und erste und zweite queraxiale Beschleunigungsmesser umfasst; (b) Erhalten von ersten und zweiten queraxialen Magnetfeldmessungen und ersten und zweiten queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (a) dreht; (c) Verarbeiten der bei (b) erhaltenen queraxialen Magnetfeldmessungen, um ein magnetisches Toolface zu berechnen; (d) Verarbeiten der queraxialen Magnetfeldmessungen und der queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, die bei (b) erhalten werden, um einen dynamischen Toolface-Versatz zu berechnen; und (e) Verarbeiten des bei (c) berechneten magnetischen Toolface und des bei (d) berechneten dynamischen Toolface-Versatzes, um ein dynamisches Schwerkraft-Toolface zu berechnen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das magnetische Toolface bei (c) gemäß einer folgenden mathematischen Gleichung berechnet wird:
wobei M das magnetische Toolface darstellt und B_x und B_y die ersten und die zweiten queraxialen Magnetfeldmessungen darstellen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der dynamische Toolface-Versatz bei (d) gemäß mindestens einer der folgenden Gleichungen berechnet wird:
wobei T – M den dynamischen Toolface-Versatz darstellt, wobei T das Schwerkraft-Toolface darstellt und M das magnetische Toolface darstellt, B_x und B_y die ersten und zweiten queraxialen Magnetfeldmessungen darstellen und A_x und A_y die ersten und zweiten queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen darstellen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei (d) ferner umfasst: (i) Verarbeiten der queraxialen Magnetfeldmessungen und der queraxialen Beschleunigungsmesser-Messungen, die bei (b) erhalten werden, um einen vorläufigen dynamischen Toolface-Versatz zu berechnen; (ii) Verarbeiten des bei (c) erhaltenen magnetischen Toolface, um eine Drehrate des Untertagewerkzeugs zu berechnen; und (iii) Verarbeiten des vorläufigen dynamischen Toolface-Versatzes und der Drehrate des Untertagewerkzeugs, um den dynamischen Toolface-Versatz zu berechnen.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei (iii) das Korrigieren des vorläufigen dynamischen Toolface-Versatzes auf einen äquivalenten Wert bei einer Drehzahl von null umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner umfasst: (f) Verarbeiten des bei (e) berechneten Schwerkraft-Toolface in Kombination mit Daten des Protokollierens während des Bohrens, um ein Bild des Protokollierens während des Bohrens zu erzeugen.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner umfasst: (f) Verarbeiten des bei (e) berechneten Schwerkraft-Toolface in einem drehlenkbaren Werkzeug, um eine Richtung des anschließenden Bohrens des Bohrlochs zu berechnen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Untertagewerkzeug entweder ein Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrens oder ein drehlenkbares Werkzeug ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei (a) ferner die Verwendung einer Untertage-Steuereinheit umfasst, um eine Drehrate des Untertagewerkezugs in Bezug auf das Bohrloch zu steuern.
Verfahren zum dynamischen Kalibrieren von rotierenden Navigationssensoren, die in einem unterirdischen Bohrloch eingesetzt werden, das umfasst: (a) Drehen eines Untertagewerkzeugs im Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug erste und zweite queraxiale Navigationssensoren umfasst; (b) Erhalten von ersten und zweiten queraxialen Navigationssensormessungen, während sich das Untertagewerkezug bei (a) dreht; und (c) Verarbeiten der bei (b) erhaltenen Navigationssensormessungen durch Anpassen der Navigationssensormessungen mit einer Kreisfunktion, um korrigierte queraxiale Navigationssensormessungen zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei die Navigationssensoren Beschleunigungsmesser sind.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei die Navigationssensoren Magnetfeldsensoren sind.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei (c) ferner das Verarbeiten der bei (b) erhaltenen Navigationssensormessungen durch Anpassen der Navigationssensormessungen mit einer Kreisfunktion umfasst, um korrigierte queraxiale Navigationssensormessungen und einen Betrag einer queraxialen Messkomponente zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 10, wobei das Untertagewerkzeug ein Werkzeug zum Messen während des Bohrens, ein Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrens, ein drehlenkbares Werkzeug, ein Untertage-Dynamik-Sensoransatzstück, ein Rohrwendelwerkzeug, ein instrumentierter Untertagemotor, instrumentierte Unterschneider und/oder eine instrumentierte Bohrkrone ist.
Verfahren zum Korrigieren von statischen Navigationssensormessungen, die in einem unterirdischen Bohrloch durchgeführt werden, unter Verwendung von dynamischen Navigationssensormessungen, das umfasst: (a) Einsetzen eines Untertagewerkzeugs im unterirdischen Bohrloch, wobei das Untertagewerkzeug erste und zweite queraxiale Navigationssensoren umfasst; (b) Erhalten von ersten und zweiten statischen queraxialen Navigationssensormessungen, während das Untertagewerkzeug sich im Wesentlichen nicht in Bezug auf das Bohrloch dreht; (c) Drehen des Untertagewerkzeugs im Bohrloch; (d) Erhalten von dynamischen queraxialen Navigationssensormessungen, während sich das Untertagewerkzeug bei (c) dreht; (e) Verarbeiten der bei (d) erhaltenen dynamischen queraxialen Navigationssensormessungen, um eine Verzerrung für jeden der ersten und zweiten queraxialen Navigationssensoren zu berechnen; und (f) Verarbeiten der bei (e) berechneten Verzerrungen mit den bei (b) erhaltenen statischen Navigationssensormessungen, um korrigierte statische Navigationssensormessungen zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 15, wobei die Navigationssensormessungen Beschleunigungsmesser-Messungen umfassen.
Verfahren nach Anspruch 15, wobei die Navigationssensormessungen Magnetfeldsensor-Messungen umfassen.
Verfahren nach Anspruch 15, wobei die Verarbeitung bei (f) Verzerrungen von den statischen Navigationssensormessungen entfernt.
Verfahren nach Anspruch 15, wobei das Untertagewerkzeug ein Werkzeug zum Messen während des Bohrens ist.