DE112013007161T5

DE112013007161T5 - Ortungsmessungen unter Verwendung modulierter Signale

Info

Publication number: DE112013007161T5
Application number: DE112013007161.4T
Authority: DE
Inventors: Christopher A. Golla; Burkay Donderici
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2013-06-13
Filing date: 2013-06-13
Publication date: 2016-03-03
Also published as: CN105164553A; BR112015027585A2; GB2529767B; AR096618A1; GB2529767A; RU2015148601A; RU2628660C2; AU2013392063A1; GB201518709D0; MX359714B; US10139515B2; MX2015015595A; CA2911546C; US20160116623A1; EP2987005A1; BR112015027585B1; AU2013392063B2; WO2014200483A1; EP2987005B1; CN105164553B

Abstract

Ein Verfahren zum Durchführen von Ortungsmessungen in einer Formation beinhaltet das Übertragen eines asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals von einem Sender (114), der in einem Bohrloch (106) in der Formation angeordnet ist. Das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal kann eine Signaleigenschaft aufweisen, die wenigstens teilweise auf einer Bohrlocheigenschaft basiert. Ein Empfänger (110), der im Bohrloch (106) angeordnet ist, kann ein Magnetfeld messen, das durch das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal auf ein Objekt (103) in der Formation induziert wird. Eine Richtung vom Bohrloch (106) zum Objekt (103) kann basierend wenigstens teilweise auf der Messung des induzierten Magnetfelds bestimmt werden.

Description

ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrvorgänge und insbesondere Ortungsmessungen unter Verwendung von modulierten Signalen.
In bestimmten Fällen, wie bei einem Gasausbruch, kann es notwendig sein, einen ersten Schacht, der als Zielschacht bezeichnet wird, mit einem zweiten Schacht, der als Entlastungsschacht bezeichnet wird, zu durchteufen. Der zweite Schacht kann gebohrt werden, um den Zielschacht zu durchteufen, zum Beispiel um Druck aus dem Schacht mit dem Gasausbruch abzulassen. Da traditionelle Geländemessungen einen Cone of Uncertainty aufweisen, der sehr viel größer ist als das Ziel, erfordert das Durchbrechen vom Entlastungsschacht zum Zielschacht üblicherweise mehrere im Bohrloch vorgenommene Messungen, um die genaue Position des Zielschachts zu identifizieren. Diese Bohrlochmessungen können das Übertragen von einem zeitlich veränderlichen Signal in eine Formation und das Messen jedes sich daraus ergebenden Magnetfelds, das auf dem Zielschacht induziert wird, beinhalten. Typischerweise ist das zeitlich veränderliche Signal eine Sinuskurve. Aufgrund von Zeichenschwankungen im sich ergebenden Magnetfeld kann es jedoch schwierig sein, die genaue Richtung eines Zielschachtes aus dem Sinuskurvensignal zu identifizieren.
ABBILDUNGEN
Einige spezifische beispielhafte Ausführungsformen der Offenbarung können durch Verweis teilweise auf die nachfolgende Beschreibung und die begleitenden Zeichnungen verstanden werden. Es zeigen:
1 ein Diagramm, das ein beispielhaftes Ortungssystem gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
2 ein Diagramm, das ein beispielhaftes Informationsverarbeitungssystem gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
3 ein Diagramm, das beispielhafte Gradientenmessungskomponenten in Bezug auf ein Zielrohr und die durch Strömungen im Rohr erzeugten Magnetfelder zeigt.
4 einen Graph, der ein beispielhaftes asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
5 einen Graph, der beispielhafte Bohrlocheigenschaften im Hinblick auf ein asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
6 einen Graph, der ein beispielhaftes asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
Wenngleich Ausführungsformen dieser Offenbarung dargestellt und beschrieben und durch Verweis auf beispielhafte Ausführungsformen der Offenbarung definiert wurden, lassen derartige Verweise jedoch nicht auf Einschränkungen der Offenbarung schließen und es sollen keine derartigen Einschränkungen gefolgert werden. Der Gegenstand der Offenbarung kann erheblichen Modifikationen, Änderungen, Kombinationen und Äquivalenten in Form und Funktion unterzogen werden, wie für Fachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung auf der Hand liegen wird. Die abgebildeten und beschriebenen Ausführungsformen dieser Offenbarung sind lediglich Beispiele und decken den Umfang der Offenbarung nicht vollständig ab.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Bohrvorgänge und insbesondere Ortungsmessungen unter Verwendung von modulierten Signalen.
Veranschaulichende Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind hierin ausführlich beschrieben. Zwecks Klarheit sind unter Umständen nicht alle Merkmale einer tatsächlichen Implementierung in dieser Offenbarung beschrieben. Es versteht sich, dass in der Entwicklung jeder beliebigen derartigen tatsächlichen Ausführungsform zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden müssen, um die spezifischen Implementierungsziele zu erzielen, die von einer Implementierung zur nächsten variieren. Ferner versteht es sich, dass ein derartiger Entwicklungsaufwand komplex und zeitaufwendig sein kann, aber dennoch für Fachleute, die den Vorteil der vorliegenden Offenbarung haben, ein Routineunterfangen darstellt.
Um ein besseres Verständnis der vorliegenden Offenbarung zu ermöglichen, sind die nachfolgenden Beispiele bestimmter Ausführungsformen bereitgestellt. Die nachfolgenden Beispiele sind in keiner Weise als den Umfang der Offenbarung einschränkend oder definierend auszulegen. Ausführungen der vorliegenden Offenbarung können auf Bohrvorgänge anwendbar sein, die folgendes beinhalten: Ziel-(wie einen angrenzenden Schacht)-verfolgung, Zieldurchteufung, Zielortung, Schachtdoppelbildung, wie im Fall von SAGD-(dampfunterstützte Schwerkraftdrainage)-Schachtstrukturen, Bohren von Entlastungsschächten für Blowout-Schächte, Flussumgehungen, Tunnelbau sowie horizontale, vertikale, geneigte, U-Rohr-Verbindung, Durchteufung, Umgehung (Bohren um in mittlerer Tiefe feststeckende Bohrausrüstung herum und zurück in das Bohrloch darunter) oder anderweitig nicht lineare Schachtbohrungen in jeder beliebigen Art von unterirdischen Formationen, wobei diese Auflistung nicht abschließend ist. Ausführungsformen können auf Injektionsbohrungen und Förderbohrungen anwendbar sein, einschließlich Förderbohrungen für natürliche Ressourcen wie Schwefelwasserstoff, Kohlenwasserstoffe oder geothermische Bohrungen; sowie Bohrlochbau für Flussunterführungstunnel und andere derartige Tunnelbohrlöcher für oberflächennahe Bauzwecke oder Bohrloch-U-Rohr-Leitungen, die für den Transport von Fluiden, wie Kohlenwasserstoffen, verwendet werden. Ausführungsformen werden nachstehend mit Verweis auf eine Implementierung beschrieben und sind nicht als einschränkend auszulegen.
Moderne Erdölbohr- und -fördervorhaben erfordern Informationen über Parameter und Bedingungen im Bohrloch. Es gibt verschiedene Verfahren zum Sammeln von Informationen untertage, einschließlich Logging While Drilling („LWD”) und Measurement While Drilling („MWD”). Bei LWD werden Daten typischerweise während des Bohrvorgangs gesammelt, wodurch vermieden wird, dass die Bohrbaugruppe entfernt werden muss, um ein kabelgebundenes Bohrlochmessinstrument einzuführen. LWD ermöglicht es dem Bohrer demnach, genaue Echtzeit-Modifikationen oder Korrekturen vorzunehmen, um die Leistung zu optimieren und gleichzeitig die Ausfallzeit zu minimieren. MWD ist die Bezeichnung für das Messen von Bedingungen im Bohrloch im Hinblick auf die Bewegung und Position der Bohrbaugruppe, während der Bohrvorgang andauert. LWD konzentriert sich mehr auf das Messen von Formationsparametern. Wenngleich es Unterschiede zwischen MWD und LWD geben kann, werden die Bezeichnungen MWD und LWD häufig austauschbar verwendet. Für die Zwecke dieser Offenbarung wird die Bezeichnung LWD mit der Maßgabe verwendet, dass diese Bezeichnung sowohl das Sammeln von Formationsparametern als auch das Sammeln von Informationen im Hinblick auf die Bewegung und Position der Bohrbaugruppe umfasst.
1 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Bohr- und Ortungssystem 100 gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. Das System 100 beinhaltet eine Bohranlage 101 an der Oberfläche 105, die über der Bohrung 106 in eine unterirdische Formation 102 positioniert ist. Die Bohranlage 101 kann mit einer Bohrbaugruppe 107 verbunden sein, die einen Bohrstrang 108 und eine Bohrlochgarnitur (BHA) 109 umfasst. Die BHA 109 kann einen Bohrkopf 113 und eine MWD-Vorrichtung 111 umfassen. In bestimmten Ausführungsformen kann die Bohrbaugruppe 107 durch einen Kraftkopfmechanismus (nicht dargestellt) rotiert werden, um den Bohrkopf 113 zu rotieren und das Bohrloch 106 zu erweitern. In bestimmten anderen Ausführungsformen kann ein Untertagemotor (nicht dargestellt), wie ein Bohrlochsohlenmotor, enthalten sein, um den Bohrkopf 113 zu rotieren und das Bohrloch 106 zu erweitern, ohne die Bohrbaugruppe 107 zu rotieren.
Die MWD-Vorrichtung 111 kann wenigstens einen Empfänger 110 umfassen. Wie oben beschrieben, kann der Empfänger 110 einen Induktionssensor, einen Hall-Effekt-Magnetometersensor, ein magnetisches Gradiometer oder eine Kombination oder ein Paar aus beliebigen der oben aufgeführten Magnetometer umfassen, wobei diese Auflistung nicht abschließend ist. Gleichermaßen kann der Empfänger 110 uniaxial, biaxial oder triaxial sein; und kann außerdem ein Fluxgate-, Solenoid- oder Spulensensor sein. In bestimmten Ausführungsformen kann der Empfänger 110 an verschiedenen Positionen in der BHA 109 oder über der BHA 109 positioniert sein, wie zwischen dem Bohrstrang 108 und der BHA 109. Es kann vorteilhaft sein, den Empfänger 110 so nah am unteren Ende des Lochs zu positionieren wie möglich. Zum Beispiel kann der Empfänger 110 in bestimmten Ausführungsformen im Bohrkopf 113 angeordnet sein statt in der BHA irgendwo über dem Bohrkopf 113.
Ortungsvorgänge können erfordern, dass eine Position eines Zielobjekts identifiziert wird. In der dargestellten Ausführungsform umfasst das Zielobjekt ein zweites Bohrloch 103. Das Bohrloch 103 kann einen Zielschacht umfassen, der ein elektrisch leitfähiges Element enthält oder aus diesem besteht, wie ein Futterrohr, eine Verkleidung oder ein Bohrstrang oder ein beliebiger Abschnitt davon, in der/dem ein Gasausbruch aufgetreten ist, und das/die/der durchteuft, verfolgt oder gemieden werden muss. In der dargestellten Ausführungsform beinhaltet das Bohrloch 103 ein elektrisch leitfähiges Futterrohr 140. Das Identifizieren der Position des Zielschachtes 103 kann das Vornehmen verschiedener Messungen und das Bestimmen einer Richtung des Zielschachtes 103 im Verhältnis zum Bohrloch 106 umfassen. Diese Messungen können das Messen von elektromagnetischen Feldern in der Formation unter Verwendung des Empfängers 110 umfassen. Magnetische Feldmessungen können den Abstand und die Richtung zum Zielschacht 103 identifizieren.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Vornehmen von Ortungen das Induzieren eines elektromagnetischen (EM) Felds im zweiten Bohrloch 103 beinhalten. In der dargestellten Ausführungsformen umfasst das Induzieren eines Magnetfelds im Bohrloch das Übertragen eines zeitlich veränderlichen Signals 134 in der Formation 102 unter Verwendung eines Senders 114, der mit der Bohrbaugruppe 107 verbunden ist. Das zeitlich veränderliche Signal 134 kann zum Beispiel ein elektrisches Wechselstromsignal umfassen. Das zeitlich veränderliche Signal 134 kann zum Beispiel durch eine Elektrode oder einen Solenoidsender erzeugt werden. In der dargestellten Ausführungsform injiziert oder induziert ein Sender 114 ein zeitlich veränderliches Signal 134 in die Formation 102. Insbesondere beinhaltet die Bohrbaugruppe 107 ein Ansatzstück 112, das es ermöglichen kann, ein elektrisches Dipolfeld über das Ansatzstück 112 zu erzeugen, um das Fließen des Stroms in die Formation 102 zu unterstützen. Das zeitlich veränderliche Signal 134 kann in der Formation 102 induziert werden, indem der Sender 114 der Bohrbaugruppe 107 gemäß einem Steuerungssignal mit Energie versorgt wird, das die Signaleigenschaften für das zeitlich veränderliche Signal 134 spezifiziert. Es gilt anzumerken, dass das Ansatzstück 112 verwendet wird, um das zeitlich veränderliche Signal 134 vom Sender 114 zum Empfänger 110 zu leiten. Das Ansatzstück 112 ist unter Umständen jedoch nicht notwendig, wenn sich der Sender 114 weit genug vom Empfänger 110 weg befindet. Zum Beispiel kann sich der Sender 114 in bestimmten Ausführungsformen etwa 10–200 Fuß vom Empfänger 110 entfernt befinden.
Ein Teil des zeitlich veränderlichen Signals 134 kann im Futterrohr 140 im Zielschacht 103 empfangen werden und konzentriert sein, dargestellt als Strom 138, und der Strom 138 auf dem Futterrohr 140 kann ein Magnetfeld 136 in radialer Richtung von der Flussrichtung des elektrischen Stroms 138 induzieren. Der verbleibende induzierte Strom 134 kann an einem Rückstrom 116 der Bohrbaugruppe 107 unter dem Ansatzstück 112 zur Bohrbaugruppe 107 zurückgeführt werden. Der Empfänger 110 kann das Magnetfeld 136 messen, das durch das zeitlich veränderliche Signal 134 induziert wird. Wie für Fachleute angesichts dieser Offenbarung ersichtlich ist, kann der Sender 114 in anderen Ausführungsformen eine Antenne umfassen und das zeitlich veränderliche Signal kann ein zeitlich veränderliches Magnetfeld umfassen, das vom Sender 114 ausgestrahlt wird. Das zeitlich veränderliche Magnetfeld kann ein zeitlich veränderliches Signal und ein sich daraus ergebendes sekundäres zeitlich veränderliches Magnetfeld im zweiten Bohrloch 103 induzieren, das dann durch den Empfänger 110 gemessen werden kann.
Eine Steuerungseinheit 104 kann an der Oberfläche 105 positioniert sein und kann mit den Untertagelementen in Kommunikationsverbindung stehen. Zum Beispiel kann die Steuerungseinheit 104 über ein Telemetriesystem 118 mit der MWD-Vorrichtung 111, dem Sender 114, dem Bohrkopf 113 usw. in Kommunikationsverbindung stehen. Das Telemetriesystem 118 kann in die BHA 109 integriert sein und kann ein Schlammimpuls-Telemetriesystem umfassen, das Informationen durch Druckimpulse im Bohrschlamm zwischen der Oberflächensteuerungseinheit 104 und Untertageelementen überträgt. Wenngleich die Steuerungseinheit 104 in 1 an der Oberfläche 105 positioniert ist, können bestimmte Verarbeitungs-, Speicher- und Steuerungselemente in der Bohrbaugruppe 107 positioniert sein. Zusätzlich können verschiedene andere Kommunikationsschemata verwendet werden, um Kommunikationen an die/von der Steuerungseinheit 104 zu übertragen, einschließlich drahtgebundene Konfigurationen und drahtlose Konfigurationen.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 ein Informationsverarbeitungssystem mit wenigstens einem Prozessor und einem mit dem Prozessor verbundenen Speichergerät umfassen, das einen Satz an Anweisungen enthält, die, wenn sie durch den Prozessor ausgeführt werden, veranlassen, dass der Prozessor bestimmte Vorgänge ausführt. Ein Informationsverarbeitungssystem kann im hierin verwendeten Sinne jedes beliebige Mittel oder jede Summe an Mitteln beinhalten, die betrieben werden können, um jede beliebige Form von Informationen, Einsichten oder Daten für geschäftliche, wissenschaftliche, Steuerungs- oder andere Zwecke zu berechnen, zu klassifizieren, zu verarbeiten, zu empfangen, abzurufen, zu erzeugen, umzuschalten, zu speichern, anzuzeigen, zu offenbaren, zu erkennen, aufzuzeichnen, wiederzugeben, zu handhaben oder zu verwenden. Zum Beispiel kann ein Informationsverarbeitungssystem ein Computerterminal, ein Netzwerkspeichergerät oder jedes beliebige geeignete Gerät sein und kann in Größe, Form, Leistung, Funktionalität und Preis variieren. Das Informationsverarbeitungssystem kann Arbeitsspeicher (RAM), eine oder mehrere Verarbeitungsressource(n), wie eine zentrale Recheneinheit (CPU) oder Hardware- oder Software-Steuerungslogik, Festwertspeicher (ROM) und/oder andere Arten von nicht flüchtigen Speichern beinhalten. Zusätzliche Komponenten des Informationsverarbeitungssystem können ein oder mehrere Laufwerke, einen oder mehrere Netzwerkanschlüsse zur Kommunikation mit externen Geräten sowie verschiedene Eingabe- und Ausgabe-(I/O)-Geräte, wie eine Tastatur, eine Maus und eine Videoanzeige, beinhalten. Das Informationsverarbeitungssystem kann außerdem einen oder mehrere Busse beinhalten, die betrieben werden können, um Kommunikationen zwischen den verschiedenen Hardware-Komponenten zu übertragen.
Das zeitlich veränderliche Signal 134, das durch den Sender 114 erzeugt wird, kann durch wenigstens eine einzige Eigenschaft, einschließlich Signalfrequenz, Form und Amplitude, und Phase gekennzeichnet sein. In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 das zeitlich veränderliche Signal 134 durch Übertragen von Befehlen, die bestimmten Signaleigenschaften entsprechen, an eine Steuerung im Bohrloch (nicht dargestellt) übertragen, die mit dem Sender verbunden ist. Die Befehle können veranlassen, dass die Steuerung im Bohrloch das zeitlich veränderliche Signal 134 unter Verwendung des Senders 114 erzeugt. In bestimmten anderen Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 das zeitlich veränderliche Signal 134 direkt erzeugen.
In bestimmten Ausführungsformen können die Signaleigenschaften wenigstens teilweise auf einer Bohrlocheigenschaft im Bohrloch 106 und der Formation 102 basieren, einschließlich einem Rauschpegel in der Formation; einer Frequenzübertragungsfunktion des Senders 114, des Empfängers 110 und der Formation 102; und einem Frequenzgang des Objekts. Der Rauschpegel in der Formation 102 kann unter Verwendung von elektromagnetischen oder akustischen Empfängern im Bohrloch gemessen werden, die zum Beispiel mit der Bohrbaugruppe verbunden sind. Die Frequenzübertragungsfunktion und die Frequenzreaktion des Zielbohrlochs 103 können basierend auf verschiedenen mathematischen Modellen bestimmt werden oder können von vorherigen Ortungen extrapoliert werden.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 die Signaleigenschaften des zeitlich veränderlichen Signals 134 basierend wenigstens teilweise auf den Bohrlocheigenschaften bestimmen oder verändern. Zum Beispiel können die Bohrlocheigenschaften verwendet werden, um die Signaleigenschaften des zeitlich veränderlichen Signals 134 zu bestimmen, bevor das zeitlich veränderliche Signal 134 vom Sender 114 übertragen wird. Gleichermaßen können die Signaleigenschaften abhängig von dem sich ergebenden induzierten Magnetfeld 136, das am Empfänger 110 gemessen wird, in Echtzeit modifiziert werden. In bestimmten Ausführungsformen können die Signaleigenschaften durch einen Bediener bestimmt oder modifiziert werden, der die Qualität der Ortungen überwacht, oder durch einen automatisierten Algorithmus, der optimierte Signaleigenschaften für verschiedene Bohrlocheigenschaften auswählt.
In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 ferner Befehle an den Empfänger 110 senden, um ihn zu veranlassen, das induzierte Magnetfeld 136 auf dem zweiten Bohrloch 103 zu messen. Wie der Sender 114, kann der Empfänger 110 mit einer Bohrlochsteuerung verbunden sein und die Befehle von der Steuerungseinheit 104 können zum Beispiel steuern, wann die Messungen vorgenommen werden. In bestimmten Ausführungsformen kann die Steuerungseinheit 104 die Abtastrate des induzierten Magnetfelds 136 bestimmen und festlegen, wie nachstehend beschrieben wird. Zusätzlich können durch den Empfänger 110 vorgenommene Messungen über das Telemetriesystem 118 an die Steuerungseinheit 104 übertragen werden. Die Steuerungseinheit 104 kann einen Abstand und eine Richtung zum Zielobjekt, in der dargestellten Ausführungsform Bohrloch 103, bestimmen, basierend wenigstens teilweise auf der Messung des induzierten Magnetfelds 136. Zum Beispiel kann die Steuerungseinheit 104 geometrische Algorithmen verwenden, um den Abstand und die Richtung des zweiten Bohrlochs 103 im Verhältnis zum Bohrloch 106 bestimmen.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Bestimmen des Abstands und der Richtung des zweiten Bohrlochs 103 im Verhältnis zum ersten Bohrloch 106 unter Verwendung des durch den Empfänger 110 empfangenen Magnetfelds erzielt werden. In bestimmten Ausführungsformen kann die Abstands- und Richtungsbestimmung unter Verwendung der Beziehung in Gleichung (1) zwischen der Rohrströmung und den empfangenen Magnetfeldern erzielt werden. H = I / 2πrϕ ^ Gleichung (1) wobei H der Magnetfeldvektor ist, I die Strömung auf dem Rohr 140 ist, r der kürzeste Abstand zwischen dem Empfänger 110 und dem Rohr 140 ist; und ϕ ein Vektor ist, der sowohl zur z-Achse des Empfängers 110 als auch dem kürzesten Vektor, der das Rohr 140 mit dem Empfänger 110 verbindet, lotrecht ist. Wenngleich die Gleichung (1) eine konstante Rohrströmung entlang des Rohrs annimmt, kann diese unter Verwendung des geeigneten Modells auf jede beliebige Strömungsverteilung erweitert werden.
In bestimmten Ausführungsformen können der Abstand und die Richtung des zweiten Bohrlochs 103 im Verhältnis zum ersten Bohrloch 106 unter Verwendung der Gleichungen (2) bzw. (3) bestimmt werden.
Φ = angle(x^·H, y ^·H) + 90 Gleichung (3) wobei · die Vektorskalarproduktoperation ist. In bestimmten Fällen kann die Gleichung (2) jedoch unzuverlässig sein, wenn eine direkte oder genaue Messung von I nicht möglich ist.
Wenn eine direkte oder genaue Messung von I schwierig oder unmöglich ist, kann Magnetfeldmessung verwendet werden, um die Richtung und den Abstand zu bestimmen. Eine räumliche Veränderung im Magnetfeld kann in einer Richtung gemessen werden, die eine wesentliche Komponente in der radialen (r-Achse) Richtung aufweist, wie in Gleichung (4).
wobei ∂ die partielle Ableitung ist. Da diese Gradientenmessung zusätzlich zu einer absoluten Messung verfügbar ist, kann der Abstand zum zweiten Bohrloch 103 unter Verwendung von Gleichung (5) berechnet werden.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Gradientenfeld in Gleichung (5) in der Praxis durch Verwendung einer finiten Differenz von zwei Magnetfelddipolmessungen umgesetzt werden, wie nachstehend in Gleichung (6) gezeigt:
wobei H_y und die Gradientenmessungskomponenten in der 4-Diopolkonfiguration aus 3 im Verhältnis zu einem Zielrohr und den durch Strömungen auf dem Rohr produzierten Magnetfeldern dargestellt sind.
In bestimmten Ausführungsformen kann das zeitlich veränderliche Signal 134 außerdem verwendet werden, um ein Magnetfeld auf anderen Zielobjekten in der Formation 102 zu induzieren. Zum Beispiel sind Ortungen typischerweise mit direktionalen Bohrvorgängen verbunden, um einen Zielschacht oder eine Zielformation zu durchteufen. In bestimmten Ausführungsformen kann eine gewinkelte Welle in die BHA 109 integriert sein, um einen direktionalen Bohrwinkel für die Bohrbaugruppe 107 zu etablieren. Das zeitlich veränderliche Signal 134 kann verwendet werden, um ein Magnetfeld auf den Abschnitt der BHA 109 unter der gewinkelten Welle zu induzieren, um die azimutale Bohrrichtung zu identifizieren.
In bestimmten anderen Ausführungsformen kann das zeitlich veränderliche Signal 134 ein akustisches Signal umfassen. Akustische Sender können in die Bohrbaugruppe 107 integriert sein und können ein zeitlich veränderliches akustisches Signal in die Formation senden. Das Zielobjekt, wie das Bohrloch 103, kann einen Teil des zeitlich veränderlichen akustischen Signals reflektieren und akustische Empfänger an der Bohrbaugruppe 107 können das reflektierte akustische Signal empfangen und messen.
2 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes Informationsverwaltungssystem 200 gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. Die Steuerungseinheit 104 kann eine Form ähnlich der des Informationsverarbeitungssystems 200 annehmen. Ein Prozessor oder eine CPU 201 des Informationsverarbeitungssystems 200 steht mit einem Speichersteuerungsknoten oder einer Northbridge 202 in Kommunikationsverbindung. Der Speichersteuerungsknoten 202 kann eine Speichersteuerung zum Leiten von Informationen zu oder von verschiedenen Systemspeicherkomponenten im Informationsverarbeitungssystem 200 beinhalten, wie RAM 203, Speicherelement 206 und die Festplatte 207. Der Speichersteuerungsknoten 202 kann mit dem RAM 203 und einer Grafikprozessoreinheit 204 verbunden sein. Der Speichersteuerungsknoten 202 kann außerdem mit einem I/O-Steuerungsknoten oder einer Southbridge 205 verbunden sein. Der I/O-Knoten 205 ist mit Speicherelementen des Informationsverarbeitungssystems 200 verbunden, einschließlich eines Speicherelements 206, das einen Flash-ROM umfassen kann, der ein einfaches Eingabe-/Ausgabesystem (BIOS) des Computersystems beinhaltet. Der I/O-Knoten 205 ist außerdem mit der Festplatte 207 des Informationsverarbeitungssystems 200 verbunden. Der I/O-Knoten 205 kann außerdem mit einem Super-I/O-Chip 208 verbunden sein, der seinerseits mit mehreren der I/O-Anschlüsse des Computersystems, einschließlich der Tastatur 209 und der Maus 210 verbunden ist.
Gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung kann das zeitlich veränderliche Signal, das durch den Sender in die Formation gesendet wird, ein asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal umfassen. Ein zeitlich veränderliches Signal kann asymmetrisch sein, wenn es eine Asymmetrie zwischen der Intensität der nach oben und nach unten gerichteten Signalbewegung aufweist. Das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal kann wenigstens eins umfassen von geformten Impulsen, einer dreieckigen Welle und einer Sinuswelle. Wenn ein asymmetrisches Signal, wie eine Sinuskurve mit einer einzigen Frequenz, verwendet wird, um ein Magnetfeld auf den Zielschacht zu induzieren, kann die Richtung des Zielschachts zum Entlastungsschacht nur mit einer Ambiguität von 180° bekannt sein. Dies hängt damit zusammen, dass aufgrund der Schwierigkeit einer derartigen Verbindung traditionell keine Phasensynchronisierung zwischen dem Sender und Empfänger besteht und dadurch das Zeichen der Amplitude zu einem beliebigen Zeitpunkt am Entlastungsschacht unlösbar sein kann. Mit anderen Worten, mit symmetrischen Signalen ist es nicht möglich, einen Fall mit einer Signalphase und einem Zielazimut von einem anderen Fall, der 180° von der Signalphase abweicht, mit einem Zielazimut von 180° zu unterscheiden. Durch Verwendung eines asymmetrischen Signals, wie nachstehend beschrieben, kann das Zeichen des empfangenen Magnetfelds gelöst werden und die Richtung des Zielschachts kann genau bestimmt werden.
4 ist ein Graph, der ein beispielhaftes asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal 400, das im Hinblick auf Signalamplitude und Zeit dargestellt ist, gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. In der dargestellten Ausführungsform umfasst das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal 400 ein moduliertes sinusförmiges Signal, das zwei zeitlich veränderliche sinusförmige Signale mit verschiedenen Frequenzen kombiniert. Insbesondere umfasst das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal 300 eine Ortungssignalkomponente mit einer ersten Frequenz und eine Zeichenindikationssignalkomponente mit einer zweiten Frequenz. Die Ortungssignalkomponente kann im hierin verwendeten Sinne das primäre Signal sein, das verwendet wird, um das Magnetfeld auf dem Zielschacht zu induzieren. Gleichermaßen kann die Zeichenidentifikationssignalkomponente verwendet werden, um das Zeichen des am Empfänger empfangenen Magnetfelds zu identifizieren. Sowohl die Ortungssignalkomponente als auch die Zeichenidentifikationssignalkomponente können symmetrische Sinuskurven umfassen, die ein asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal erzeugen, wenn sie miteinander kombiniert werden. Die Signaleigenschaften des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals 400 können wenigstens eins umfassen von der ersten Frequenz, der zweiten Frequenz, einer Amplitude der Ortungssignalkomponente und einer Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente, einer Phase der Ortungssignalkomponente; einer Phase der Zeichenidentifikationssignalkomponente; und einer Phasendifferenz zwischen der Ortungssignalkomponente und der Zeichenidentifikationssignalkomponente.
In bestimmten Ausführungsformen kann die zweite Frequenz ein nicht ganzzahliges Vielfaches der ersten Frequenz sein. Dies kann es ermöglichen, dass die Frequenzen näher aneinander liegen und durch den Frequenzgang der Formation und Werkzeugelektronik geringer beeinträchtigt werden. Die Formation, der Sender, der Empfänger und der Zielschacht können Frequenzgänge aufweisen, die mit Signalen mit anderen Frequenzen anders interagieren. Je weiter die erste und zweite Frequenz voneinander entfernt sind, desto wahrscheinlicher ist es, dass die Signale durch die verschiedenen Frequenzgänge unterschiedlich beeinflusst werden. Die Verwendung eines nicht ganzzahligen Vielfachen zwischen der ersten und zweiten Frequenz ermöglicht es, dass die Frequenzen näher beieinander sein können und sie mit einer größeren Wahrscheinlichkeit auf ähnliche Weise durch den Frequenzgang der Formation beeinflusst werden. Dies kann Fehler während der Identifizierung eines oder mehrerer des Zeichens oder der Amplitude, des Amplitudenverhältnisses und der Phase oder Phasendifferenz der anderen Frequenzsignale verringern.
Wie oben beschrieben, können die Signaleigenschaften wenigstens teilweise auf einer Bohrlocheigenschaft basieren. 5 ist ein Graph 500, der beispielhafte Bohrlocheigenschaften im Hinblick auf ein asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. Der Graph 500 zeigt die Bohrlocheigenschaften und das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal im Hinblick auf die Amplitude in Dezibel und Frequenz in Hertz (Hz). Insbesondere zeigt der Graph 500 eine beispielhafte Frequenzübertragungsfunktion 501, einen beispielhaften Rauschpegel 502, eine beispielhafte Ortungssignalkomponente 503 und eine beispielhafte Zeichenidentifikationssignalkomponente 504. Die Frequenzübertragungsfunktion 501 kann den kombinierten Frequenzgang eines Senders, eines Empfängers und einer Formation in einem vorgegebenen Ortungsvorgang umfassen. In der dargestellten Ausführungsform fungiert die Frequenzübertragungsfunktion 501 als ein Bandpassfilter mit Frequenzen zwischen ungefähr 1 und 50 Hz, die ohne erhebliche Amplitudendämpfung übertragen werden, und Frequenzen über und unter den gedämpften Bereichen. Der Rauschpegel 502 identifiziert das Geräusch im Bohrloch/der Formation durch seine Frequenzkomponente. Das Geräusch kann zum Beispiel durch Vorgänge im Zielschacht, z. B. Rauschen von Kohlenwasserstoffen von einem Gasausbruch, einen Vorgang im Entlastungsschacht, z. B. Bohrvorgänge, Hintergrundgeräusche in der Formation und elektronische Systemgeräusche, verursacht werden. In der dargestellten Ausführungsform ist der Rauschpegel 502 bei Niederfrequenzen höher, ungefähr 10 Dezibel, und ist bei höheren Frequenzen allgemein niedriger.
In bestimmten Ausführungsformen können die Signaleigenschaften eines asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals gemäß den in 5 dargestellten Bohrlocheigenschaften bestimmt oder modifiziert werden. Zum Beispiel können die Frequenzen der Ortungssignalkomponente 503 und der Zeichenidentifizierungssignalkomponente 504 derart ausgewählt werden, dass sie in den Bandpass der Übertragungsfunktion 501 fallen. Gleichermaßen kann die Amplitude jeder der Ortungssignalkomponente 503 und der Zeichenidentifikationssignalkomponente 504 gemäß dem Rauschpegel 502 optimiert werden. In bestimmten Ausführungsformen können die Amplituden der Ortungssignalkomponente 503 und der Zeichenidentifikationssignalkomponente 504 in umgekehrtem Verhältnis zueinander stehen. Dies kann dadurch verursacht werden, dass eine eingeschränkte Energiequelle verwendet wird, um sowohl die Ortungssignalkomponente 503 als auch die Zeichenidentifikationssignalkomponente 504 in die Formation zu senden.
In bestimmten Ausführungsformen kann ein Signal-Rausch-Verhältnis, das erforderlich ist, um das Magnetfeld auf dem Zielschacht zu induzieren und das induzierte Magnetfeld zu empfangen, bestimmt werden. Die Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente 504 kann basierend wenigstens teilweise auf einem vorgegebenen Signal-Rausch-Verhältnis bestimmt werden und die verbleibende Energie kann der Übertragung der Ortungssignalkomponente 504 gewidmet werden. In verhältnismäßig ruhigen Systemen kann zum Beispiel die meiste Energie von einer Energiequelle für die Entfernungssignalkomponente 503 verwendet werden, wodurch die Distanz, über welche das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal in die Formation vordringt und weiterhin eine Zeichenauflösung an den Empfänger bereitstellt, erhöht wird. Im Gegensatz dazu kann die Energie in einem System mit verhältnismäßig vielen Störgeräuschen für die Zeichenidentifikationssignalkomponente verwendet werden, wodurch sichergestellt wird, dass der Empfänger die Richtung des Ziels erkennen kann.
Zusätzlich zu den Bohrlocheigenschaften aus 5 können Signaleigenschaften asymmetrischer zeitlich veränderlicher Signale wenigstens teilweise auf einem Frequenzgang des Zielobjekts basieren. Zum Beispiel können verschiedene Ziele verschiedene Frequenzgangeigenschaften aufweisen. Insbesondere können Signale von der Verrohrung im Bohrloch für sehr niedrige Frequenzen und ebenso für sehr hohe Frequenzen klein sein. Wenn der Frequenzgang des Ziels bekannt ist, kann das Frequenzspektrum modelliert werden und die Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals kann dementsprechend ausgewählt oder verändert werden. Alternativ kann die Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals auf einer Bohrlocheigenschaft basieren, die von einer vorherigen Messung wiederhergestellt wird. Zum Beispiel können Frequenzen mit sehr geringfügigen Antworten stärker erregt werden, während das Gegenteil für Frequenzen mit einer umfangreicheren Antwort für sowohl Entfernungssignal- und Signalidentifikationssignalkomponenten der Fall sein kann.
In bestimmten Ausführungsformen kann eine Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend wenigstens auf einer Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals bestimmt werden. Die Abtastrate kann der Anzahl von Messungen entsprechen, die vom Empfänger durchgeführt werden. Wenn sich die erste oder zweite Frequenz der jeweiligen Ortungssignal- und Zeichenidentifikationssignalkomponente verändern, kann die Abtastrate des Empfängers außerdem derart modifiziert werden, dass eine ausreichende Anzahl von Abtastungen vorgenommen wird, um den Inhalt des induzierten Magnetfelds genau wiederzugeben.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Bestimmen der Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend wenigstens auf einer Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals das Verringern der Abtastrate auf eine Rate unterhalb der durch das Nyquist-Kriterium vorgegebenen Rate beinhalten. Durch Verringern der Anzahl der Abtastungen kann der Energieverbrauch verringert werden, ebenso wie die Datenfracht, die an die Oberfläche übertragen wird. Wie oben beschrieben, kann die Datenübertragung an die Oberfläche durch ein Telemetriesystem mit begrenzter Bandbreite vorgenommen werden. Das Verringern der Anzahl der Abtastungen verringert die Datenfracht, die übertragen werden muss, und kann die Geschwindigkeit erhöhen, mit der die Ortungen und Berechnungen abgeschlossen werden.
In bestimmten Ausführungsformen kann das Bestimmen der Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend wenigstens auf einer Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals das Lösen der Gleichung (7) beinhalten:
wobei N die Anzahl der Abtastungen ist, n der Abtastindex ist ω₁ und ω₂ die Ortungssignal- bzw. Zeichenidentifikationssignalfrequenzen im Radiant sind; A und B die Amplituden des Ortungssignals bzw. Zeichenidentifikationssignals sind; Δt der Zeitraum einer Abtastung ist, φ die relative Phase zwischen dem Abtastungssystem und dem Erregungssystem (kann bekannt oder nicht bekannt sein) ist; K(τ) der Abtastungskern basierend auf dem bestimmten verwendeten Analog-Digital-Wandlersystems ist. Abhängig von der Ausführungsform kann φ bekannt sein oder nicht. Wenn φ bekannt ist, kann es als eine bekannte Konstante statt einer Variablen im Minimierungsproblem verwendet werden. Um eine einzigartige Lösung zu erzielen, sollte 1/Δt nicht näher an einem ganzzahligen Vielfachen der Frequenzen ω₁ und ω₂ sein.
Aspekte der vorliegenden Offenbarung können sowohl verwendet werden, wenn die Bohrbaugruppe in einem herkömmlichen Bohrbetrieb rotiert, sowie wenn die Bohrbaugruppe stationär ist. Wie oben beschrieben, können der Sender und Empfänger mit einer Bohrbaugruppe verbunden sein, die in einem Bohrloch angeordnet ist. In Ausführungsformen, in denen Messungen vorgenommen werden, während die Bohrbaugruppe rotiert, kann die Abtastrate modifiziert werden, um mit der Rotationsrate der Bohrbaugruppe zusammenzufallen. Dadurch kann sichergestellt werden, dass der durch das Bohren bedingte Anteil des Rauschens im empfangenen Signal als eine konstante Grundlinienverschiebung erscheint, die durch Hochpass-Filtern entfernt werden kann. Ferner ermöglicht dies das Entfernen von durch Rotation bedingten Azimutvariationen im empfangenen Signal, die basierend auf der Anwendung unerwünscht sein können.
Zusätzlich kann die Abtastrate angepasst werden, zum Beispiel basierend auf jeder beliebigen Messung der Werkzeugausrichtung, wie Magnetometer- oder Beschleunigungssensormessungen. Gleichermaßen kann die Abtastrate modifiziert werden, um Slip-Stick im Bohrkopf zu berücksichtigen, um azimutal fehlerfreie Messungen zu gewährleisten. Basierend auf der gemessenen Bohrkopfposition, Geschwindigkeit oder Beschleunigung kann die Abtastrate angepasst werden, um eine konstante räumliche Abtastrate beizubehalten. Zum Beispiel kann die Abtastrate in einem Slip-Zustand erhöht werden oder die Abtastrate kann in einem Stick-Zustand verringert werden. Es ist außerdem möglich, die obengenannten Methoden synthetisch umzusetzen, indem ein entsprechender Korrekturalgorithmus auf konstante zeitliche Abtastdaten angewendet wird.
6 ist ein Graph, der ein beispielhaftes asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal 600 gemäß Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. Im Gegensatz zum Signal 400, das sinusförmig ist, umfasst das Signal 600 eine Vielzahl von Impulsen, die durch asymmetrisches Verhalten geformt sind. Das geformte Impulssignal kann durch Signaleigenschaften charakterisiert werden, wie maximale, minimale und negative bis positive Übergangsbreite. Wie für die sinusförmigen Signale, wird erwartet, dass die Impulse durch Bohrlocheigenschaften beeinflusst werden, wie die Frequenzübertragungsfunktion des Senders, des Empfängers und der Formation. In bestimmten Ausführungsformen können die Impulse dafür ausgelegt sein, um die oben beschriebenen Bandpass-Effekte aufzuheben, indem sehr hohe Amplituden bei sehr niedrigen und sehr hohen Frequenzen verwendet werden. Dies kann die Verzerrungen der Form des empfangenen Signals verringern, um einen besseren Zeichenerkennungsbetrieb bei höheren Rauschpegeln zu ermöglichen. Zusätzlich kann der Impuls vom Rauschspektrum getrennt werden, indem das Rauschen in Echtzeit gemessen wird und jene Frequenzen verstärkt werden, die weniger dadurch beeinträchtigt werden.
Demnach ist die vorliegende Offenbarung gut geeignet, um die aufgeführten sowie die darin innewohnenden Ziele und Vorteile zu erzielen. Die jeweiligen offenbarten Ausführungsformen sind nur veranschaulichend, und die vorliegende Offenbarung kann in unterschiedlicher, aber äquivalenter Weise abgewandelt und umgesetzt werden, wie es für Fachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Lehren auf der Hand liegen wird. Darüber hinaus sind hinsichtlich der Einzelheiten der hier gezeigten Konstruktion oder Auslegung keine anderen Einschränkungen als die in den nachfolgenden Ansprüchen beschriebenen vorgesehen. Es ist somit deutlich, dass die oben offenbarten jeweiligen veranschaulichenden Ausführungsformen geändert oder abgewandelt werden können und dass alle derartigen Variationen als in den Umfang und Geist der vorliegenden Offenbarung fallend betrachtet werden. Außerdem tragen die Begriffe in den Ansprüchen ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, sowie nicht durch den Patentinhaber ausdrücklich und deutlich anders definiert. Die unbestimmten Artikel „ein”, „eine”, „einer”, „eines”, „einem” in den Ansprüchen sind derart definiert, dass sie ein oder mehr als eines der Elemente bezeichnen, denen sie vorangestellt sind.

Claims

Verfahren zum Durchführen von Ortungsmessungen in einer Formation, umfassend: Übertragen eines asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals von einem Sender, der in einem Bohrloch in der Formation angeordnet ist, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal eine Signaleigenschaft umfasst, die wenigstens teilweise auf einer Bohrlocheigenschaft basiert; Messen, an einem im Bohrloch angeordneten Empfänger, eines Magnetfelds, das durch das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal auf ein Objekt in der Formation induziert wird; und Bestimmen einer Richtung zum Objekt vom Bohrloch basierend wenigstens teilweise auf der Messung des induzierten Magnetfelds.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal wenigstens eins umfasst von geformten Impulsen, einer dreieckigen Welle und einer Sinuswelle; und die Signaleigenschaft wenigstens eins umfasst von einer Frequenz, einer Form und einer Amplitude des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal eine Ortungssignalkomponente mit einer ersten Frequenz und eine Zeichenindikationssignalkomponente mit einer zweiten Frequenz umfasst; und die zweite Frequenz ein nicht ganzzahliges Vielfaches der ersten Frequenz ist.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei die Bohrlocheigenschaft wenigstens eins umfasst von einem Rauschpegel in der Formation; einer Frequenzübertragungsfunktion des Senders, des Empfängers und der Formation; und einem Frequenzgang des Objekts.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei die Signaleigenschaft wenigstens eins umfasst von der ersten Frequenz; der zweiten Frequenz; einer Amplitude der Ortungssignalkomponente; einer Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente; einem Amplitudenverhältnis der Ortungssignalkomponente zur Zeichenidentifikationssignalkomponente; einer Phase der Ortungssignalkomponente; einer Phase der Zeichenidentifikationssignalkomponente; und einer Phasendifferenz zwischen der Ortungssignalkomponente und der Zeichenidentifikationssignalkomponente.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die Amplitude der Ortungssignalkomponente und die Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente in umgekehrter Beziehung zueinander stehen; und die Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente basierend wenigstens teilweise auf einem vorgegebenen Signal-Rausch-Verhältnis bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 5, das ferner das Bestimmen einer Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend wenigstens auf einer Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals umfasst.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Bestimmen der Abtastrate des induzierten Magnetfelds das Lösen folgender Gleichung umfasst:
wobei N die Anzahl der Abtastungen ist, n der Abtastindex ist, ω₁ und ω₂ die erste Frequenz bzw. die zweite Frequenz in Radiant sind; A und B die Amplituden der Ortungssignalkomponente bzw. der Zeichenidentifikationssignalkomponente sind; Δt der Zeitraum einer Abtastung ist, φ die relative Phasendifferenz zwischen dem Sender und dem Empfänger ist; und K(τ) der Abtastungskern eines Analog-Digital-Wandlersystems ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Sender und der Empfänger mit einer Bohrbaugruppe verbunden sind, die im Bohrloch angeordnet ist; und das Messen des induzierten Magnetfelds am Empfänger das Bestimmen einer Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend auf einer Rotationsrate der Bohrbaugruppe umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Objekt eine gewinkelte Welle umfasst, die mit einer im Bohrloch angeordneten Bohrbaugruppe verbunden ist.
System zum Durchführen von Ortungsmessungen in einer Formation, umfassend: einen Sender; einen Empfänger; einen Prozessor, der mit dem Sender und dem Empfänger in Kommunikationsverbindung steht; und ein Speichergerät, das mit dem Prozessor verbunden ist, wobei das Speichergerät einen Satz an Anweisungen enthält, die, wenn sie durch den Prozessor ausgeführt werden, veranlassen, dass der Prozessor: dem Sender befiehlt, ein asymmetrisches zeitlich veränderliches Signal in die Formation zu senden, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal eine Signaleigenschaft umfasst, die wenigstens teilweise auf einer Bohrlocheigenschaft basiert; dem Empfänger befiehlt, ein Magnetfeld zu messen, das durch das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal auf einem Objekt in der Formation induziert wird; eine Richtung zum Objekt vom Bohrloch aus basierend wenigstens teilweise auf der Messung des induzierten Magnetfelds bestimmt.
System nach Anspruch 11, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal wenigstens eins umfasst von geformten Impulsen, einer dreieckigen Welle und einer Sinuswelle; und die Signaleigenschaft wenigstens eins umfasst von einer Frequenz, einer Form und einer Amplitude des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals.
System nach Anspruch 11, wobei das asymmetrische zeitlich veränderliche Signal eine Ortungssignalkomponente mit einer ersten Frequenz und eine Zeichenindikationssignalkomponente mit einer zweiten Frequenz umfasst; und die zweite Frequenz ein nicht ganzzahliges Vielfaches der ersten Frequenz ist.
System nach einem der Ansprüche 11–13, wobei die Bohrlocheigenschaft wenigstens eins umfasst von einem Rauschpegel in der Formation; einer Frequenzübertragungsfunktion des Senders, des Empfängers und der Formation; und einem Frequenzgang des Objekts.
System nach Anspruch 14, wobei die Signaleigenschaft wenigstens eins umfasst von der ersten Frequenz; der zweiten Frequenz; einer Amplitude der Ortungssignalkomponente; einer Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente; einem Amplitudenverhältnis der Ortungssignalkomponente zur Zeichenidentifikationssignalkomponente; einer Phase der Ortungssignalkomponente; einer Phase der Zeichenidentifikationssignalkomponente; und einer Phasendifferenz zwischen der Ortungssignalkomponente und der Zeichenidentifikationssignalkomponente.
System nach Anspruch 15, wobei die Amplitude der Ortungssignalkomponente und die Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente in umgekehrter Beziehung zueinander stehen; und die Amplitude der Zeichenidentifikationssignalkomponente basierend wenigstens teilweise auf einem vorgegebenen Signal-Rausch-Verhältnis bestimmt wird.
System nach Anspruch 15, das ferner das Bestimmen einer Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend wenigstens auf einer Frequenz des asymmetrischen zeitlich veränderlichen Signals umfasst.
System nach Anspruch 17, wobei das Bestimmen der Abtastrate des induzierten Magnetfelds das Lösen folgender Gleichung umfasst:
wobei N die Anzahl der Abtastungen ist, n der Abtastindex ist, ω₁ und ω₂ die erste Frequenz bzw. die zweite Frequenz in Radiant sind; A und B die Amplituden der Ortungssignalkomponente bzw. der Zeichenidentifikationssignalkomponente sind; Δt der Zeitraum einer Abtastung ist, φ die relative Phasendifferenz zwischen dem Sender und dem Empfänger ist; und K(τ) der Abtastungskern eines Analog-Digital-Wandlersystems ist.
System nach Anspruch 11, wobei der Sender und der Empfänger mit einer Bohrbaugruppe verbunden sind, die im Bohrloch angeordnet ist; und das Messen des induzierten Magnetfelds am Empfänger das Bestimmen einer Abtastrate des induzierten Magnetfelds basierend auf einer Rotationsrate der Bohrbaugruppe umfasst.
System nach Anspruch 11, wobei das Objekt eine gewinkelte Welle umfasst, die mit einer im Bohrloch angeordneten Bohrbaugruppe verbunden ist.