DE112021007770T5

DE112021007770T5 - Bohrsystem mit richtungsvermessungsübertragung system und verfahren zur übertragung

Info

Publication number: DE112021007770T5
Application number: DE112021007770.8T
Authority: DE
Inventors: Boguslaw Wiecek
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2021-09-30
Filing date: 2021-09-30
Publication date: 2024-03-28
Also published as: AR126923A1; US20230102885A1; GB2623678A; US11852007B2; WO2023055382A1; NO20240069A1; GB202400965D0; AU2021467204A1; CA3222823A1

Abstract

Ein Bohrlochbohrsystem zum Bohren eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation und ein Verfahren zum Erhalten von Daten von einer Bohrlochstelle. Eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA) kann im Bohrloch angeordnet werden. Ein Schwerkraftsensor ist betreibbar, um die Erdschwerkraft lokal zur BHA in drei Schwerkraftvektorkoordinaten zu messen. Ein Magnetsensor ist betreibbar, um ein Magnetfeld lokal zur BHA in drei Magnetvektorkoordinaten zu messen. Ein Bohrlochprozessor kann im Bohrloch angeordnet werden und, wenn die Schwerkraft- oder Magnetmessungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, die Messungen im Bohrloch verarbeiten, indem die gemessene Schwerkraft und das gemessene Magnetfeld um die z-Achse gedreht werden, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.

Description

HINTERGRUND
Dieser Abschnitt dient dazu, relevante Hintergrundinformationen bereitzustellen, um ein besseres Verständnis der verschiedenen Aspekte der beschriebenen Ausführungsformen zu ermöglichen. Dementsprechend sollten diese Aussagen in diesem Lichte und nicht als Eingeständnisse des Standes der Technik gelesen werden.
Bohrlöcher, die in unterirdische Formationen gebohrt werden, können die Gewinnung erwünschter Fluide (z. B. Kohlenwasserstoffe) unter Verwendung einer beliebigen Anzahl unterschiedlicher Techniken ermöglichen. Derzeit können Bohrvorgänge unterirdische Formationen unter Verwendung von Messungen von einer Bohrlochsohlenanordnung (engl. bottom hole assembly- BHA) identifizieren. Eine Messanordnung in der BHA kann auch betrieben werden und/oder dazu dienen, die Position und die Trajektorie der BHA in einem Bohrloch innerhalb einer unterirdischen Formation zu bestimmen. Aus einer Vielzahl von Gründen müssen Betreiberunternehmen wissen, wo sich ihre Bohrlöcher befinden, während sie gebohrt werden. Viele der heutigen abgelenkten und horizontalen Bohrlöcher dringen nicht mehr einfach in eine Lagerstättenzone ein, sondern müssen seitlich durch sie hindurchgeführt werden, um so viel wie möglich von der Lagerstätte zu erreichen. Ein präzises Positionieren der Bohrlochtrajektorien ist erforderlich, um die Kohlenwasserstoffgewinnung zu optimieren, zu bestimmen, wo sich jedes Bohrloch im Verhältnis zur Lagerstätte befindet, und Kollisionen mit anderen Bohrlöchern zu vermeiden. Um diese Ziele zu erreichen, benötigen die Bohrer eine Richtungsgenauigkeit innerhalb eines Bruchteils eines Grades.
Um dieses Maß an Genauigkeit zu erreichen, verwenden die Bohrer Werkzeuge wie Beschleunigungs- und Magnetometer, die das Erdschwere- und -magnetfeld erfassen. Typischerweise sind die Richtungsvermessungen statische Vermessungen, die in Abständen von etwa 100 Fuß durchgeführt werden und eine Unterbrechung der Bohraktivitäten für mehrere Minuten erfordern, um die Vermessung zu erhalten. Sie werden dann typischerweise an Rohrverbindungen vorgenommen, wenn es eine natürliche Unterbrechung im Bohrprozess gibt. Dies schränkt die Anzahl der Vermessungen ein, die praktisch vorgenommen werden können, da Unterbrechungen der Bohraktivität die Dauer der Bohrlochkonstruktion verlängern und zusätzliche praktische Schwierigkeiten beim Regulieren des Bohrlochdrucks und anderer Parameter verursachen können. Somit besteht ein Bedarf zum Bereitstellen von Vermessungen während des Bohrens, die den Bedarf an statischen Vermessungen einschränken oder eliminieren und viel häufiger bereitgestellt werden können, um das Führen des Bohrlochverlaufs zu unterstützen.
Die Vermessungen stellen normalerweise sechs Messungen bereit - drei Schwerkraftvektormessungen in den kartesischen Koordinatenrichtungen x, y und z und drei Magnetvektormessungen in den kartesischen Koordinatenrichtungen x, y und z - wobei die z-Achse der Koordinaten entlang oder parallel zur Mittelachse der Bohrlochsohlenanordnung (BHA) in der Bohrlochrichtung verläuft. Die x-Koordinate entspricht der Hochseitenmarkierung auf der BHA, die zum Steuern der Bohrrichtung verwendet wird. Triaxiale Beschleunigungsmesser messen die lokale Erdschwerkraft entlang der drei orthogonalen Achsen. Diese Messungen stellen die Neigung der BHA-Achse entlang des Bohrlochs sowie die Werkzeugfläche relativ zur Hochseite der BHA bereit. In ähnlicher Weise messen triaxiale Magnetometer die Stärke des Erdmagnetfelds entlang dreier orthogonaler Achsen.
Diese sechs Vektoren werden dann verwendet, um die Neigungs- und Azimutrichtungen der BHA und somit des Bohrlochs zu berechnen, und werden mit den erwarteten, modellierten oder gemessenen Gesamtfeldwerten für Erdschwerkraft und -magnetfeld sowie mit dem Neigungswinkel des Magnetfelds qualitativ geprüft. Da das Erdmagnetfeld relativ dynamisch ist, besteht oft Bedarf an einer Feldreferenzierung, bei der das Erdmagnetfeld kontinuierlich überwacht wird, um die bestmögliche Referenz bereitzustellen. Zusätzlich enthalten die BHAs magnetische Materialien, die mit den Messungen interferieren können, sodass geeignete Korrekturalgorithmen an der Oberfläche eingesetzt werden, um die Messungen auf das referenzierte Gesamtfeld und den Neigungswinkel zu korrigieren. In einigen Fällen werden einige andere Korrekturen vorgenommen, um den „Durchhang“ und anderes Verhalten der BHA zu berücksichtigen, um genaue Ergebnisse über die Bohrlochorientierung zu erhalten. Dies erfordert normalerweise, dass die x-, y- und z-Messungen der Schwerkraft und des Magnetfelds an die Oberfläche übertragen werden.
Während des Bohrens dreht sich die BHA häufig, und derzeit werden alle kontinuierlichen Orientierungsmessungen normalerweise durch den Richtungssensor im Bohrloch berechnet, und nur die resultierende berechnete Neigung und der Azimut werden mit einigen eingeschränkten Informationen über die Qualität der Messung, wie sie im Bohrloch ermittelt wurde, an die Oberfläche übertragen. Da die Berechnungen im Bohrloch erfolgen, sind sie zur Qualitätsprüfung auf die Informationen angewiesen, die vor Beginn des Bohrprozesses an die Oberfläche bereitgestellt wurden. Da das Magnetfeld dynamisch ist, können die Informationen zum Zeitpunkt der Bohrung bereits veraltet sein. Zusätzlich sind die Rechenressourcen im Bohrloch begrenzt und können keine Parameter berücksichtigen, die nur an der Oberfläche auf der Bohranlage bekannt sind. Dies schließt das aktuelle Magnetfeld und den Neigungswinkel sowie Parameter ein, die das Verhalten der BHA beeinflussen können, wie z. B. das Gewicht des Meißels, das Drehmoment, usw. Daher ist es vorzuziehen, die x-, y- und z-Messungen zur Verarbeitung an die Oberfläche zu übertragen. Typischerweise werden alle sechs - drei Schwerkraft- und drei Magnetmessungen - erhalten und übertragen. Im Fall von Bohrsystemen ist die Kommunikationsbandbreite oft begrenzt, und die Genauigkeitsanforderungen an die Vermessung machen es erforderlich, hochauflösende Werte zu senden, die eine erhebliche Menge an Kommunikationsbandbreite einnehmen. Dies führt in der Regel dazu, dass alle sechs Werte nur gelegentlich übertragen werden, z. B. bei einer Rohrverbindung oder bei Bedarf, wodurch die Dichte der Echtzeitrichtungsmessungen eingeschränkt wird, insbesondere wenn alle sechs Werte übertragen werden.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Ausführungsformen des Systems und der Verfahren zur Richtungsvermessungsübertragung werden unter Bezugnahme auf die folgenden Figuren beschrieben. Die gleichen oder fortlaufend ähnliche Nummern werden durchgehend in den Figuren verwendet, um auf gleiche Merkmale und Komponenten Bezug zu nehmen. Die in den Figuren dargestellten Merkmale werden nicht unbedingt maßstabsgetreu gezeigt. Bestimmte Merkmale der Ausführungsformen können maßstäblich übertrieben oder in etwas schematischer Form gezeigt werden, und einige Details von Elementen können im Interesse der Klarheit und Prägnanz nicht gezeigt werden.

1 stellt die Koordinatensysteme für ein Richtungsvermessungsmodell dar;
2 stellt einen Arbeitsablauf zum Bestimmen der zu übertragenden Vermessungsdaten dar; und
3 stellt ein Beispielsystem dar, das mit einem Bohrsystem zur Vermeidung von Bohrlochkollisionen oder zur Entfernungsmessung von Überschneidungen verwendet wird.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die vorliegende Offenbarung beschreibt ein Bohrsystem mit einem System zur Richtungsvermessungsübertragung und Verfahren zur Übertragung. Das Bohrsystem schließt eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA) ein, die in der Lage ist, Richtungsvermessungen durchzuführen und die Vermessungsergebnisse an die Oberfläche zu übertragen. Die Vermessungen stellen sechs Messungen bereit - drei Schwerkraftvektormessungen in den kartesischen Koordinatenrichtungen x, y und z und drei Magnetvektormessungen in den kartesischen Koordinatenrichtungen x, y und z - wobei die z-Achse der Koordinaten entlang oder parallel zur Mittelachse der BHA in Bohrlochrichtung verläuft. Die x-Koordinate entspricht der Hochseitenmarkierung auf der BHA, die zum Steuern der Bohrrichtung verwendet wird. Ein triaxialer Beschleunigungsmesser misst die lokale Erdschwerkraft entlang der drei orthogonalen Achsen. Diese Messungen stellen die Neigung der BHA-Achse entlang des Bohrlochs sowie die Werkzeugfläche relativ zur Hochseite der BHA bereit. In ähnlicher Weise misst ein triaxiales Magnetometer die Stärke des Erdmagnetfelds entlang dreier orthogonaler Achsen lokal zur BHA.
Um die Verwendung der Kommunikationsbandbreite zwischen der BHA und der Oberfläche zu minimieren, wird die Anzahl der übertragenen Bits reduziert, während die für die genaue Berechnung von Neigung, Azimut und Qualitätsfaktoren an der Oberfläche erforderlichen Informationen erhalten bleiben. Wie in 1 dargestellt, schließt die Richtungsvermessung die Werte G_x, G_y und G_z in kartesischen Koordinaten für die Schwerkraftmessung und die Werte B_x, B_y und B_z in kartesischen Koordinaten für die Magnetfeldmessung ein. Diese sechs Werte werden im Bohrloch unter Verwendung eines Schwerkraftsensors bzw. eines Magnetsensors gemessen. Da jedoch die Neigung und der Azimut der BHA normalerweise unabhängig von der Drehorientierung oder der Werkzeugfläche der BHA sind und die sechs Werte die Informationen über die Werkzeugfläche enthalten, kann die Menge der übertragenen Informationen durch Wählen des Sendens der Informationen für eine willkürlich ausgewählte fixierte Orientierung der BHA reduziert werden. Beispielsweise durch Wählen einer fixierten hochseitigen (gravitativen) Werkzeugfläche (engl. gravity tool face - GTF) von 0°, können die gemessenen sechs Werte zur fixierten Werkzeugfläche durch Drehen der gemessenen Vektoren um die z-Achse zur hochseitigen Werkzeugfläche von 0° angepasst werden. Dies führt dazu, dass die B_y-Messung Null ist, und es ist nicht notwendig, diesen Wert zu übertragen, da er konstruktionsbedingt immer Null ist. Ein beliebiger anderer fixierter Wert der Werkzeugfläche, ob an der Hochseite oder magnetisch, kann für die ausgewählte Orientierung der BHA verwendet werden. Alternativ können die Messungen zur magnetischen Werkzeugfläche (engl. magnetic tool face - MTF) von 0° angepasst werden, wodurch die B_y-Komponente immer auf 0 fixiert wird und der bekannte Wert ebenfalls nicht übertragen wird. Beide Verfahren reduzieren dann die Übertragung von sechs Werten auf fünf Werte, was den Bandbreitenbedarf um 1/6 oder ungefähr 17 % reduziert. Die fixierte Werkzeugfläche muss nicht 0° sein, solange sie bekannt ist, dann muss eine der X,Y-Komponenten nicht übertragen werden.
Als ein Beispiel können dann durch Berechnen der gravitativen Werkzeugfläche (GTF) im Bohrloch unter Verwendung eines Bohrlochprozessors die gemessenen x-Achsen- und y-Achsen-Messungen gedreht werden, um einen neuen Satz von gedrehten Messungen G_x', G_y', B_x' und B_y' wie folgt zu erhalten: $[\begin{matrix} G_{x}^{'} \\ G_{y}^{'} \end{matrix}] = [\begin{matrix} cos (G T F) & sin (G T F) \\ - sin (G T F) & cos (G T F) \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} G_{x} \\ G_{y} \end{matrix}]$
und $[\begin{matrix} B_{x}^{'} \\ B_{y}^{'} \end{matrix}] = [\begin{matrix} cos (G T F) & sin (G T F) \\ - sin (G T F) & cos (G T F) \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} B_{x} \\ B_{y} \end{matrix}]$
Dann ist nach der Definition der GTF die Komponente G_y' innerhalb der vordefinierten Genauigkeit Null und muss nicht an die Oberfläche übertragen werden, wodurch sich der Satz der zu übertragenen Messungen auf fünf Werte reduziert: G_x', G_z, B_x', B_y' und B_z. Ein Oberflächenprozessor an der Oberfläche, der die übertragenen Daten empfängt, kann den fehlenden G_y'-Wert addieren, da er auf Null voreingestellt ist, um die Messungen auf die vollen sechs Messungen zu vervollständigen.
Als ein alternatives Beispiel können dann durch Berechnen der magnetischen Werkzeugfläche (MTF) im Bohrloch unter Verwendung eines Bohrlochprozessors die gemessenen x-Achsen- und y-Achsen-Messungen gedreht werden, um einen neuen Satz von gedrehten Messungen G_x', G_y', B_x' und B_y' wie folgt zu erhalten: $[\begin{matrix} G_{x}^{'} \\ G_{y}^{'} \end{matrix}] = [\begin{matrix} cos (M T F) & sin (M T F) \\ - sin (M T F) & cos (M T F) \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} G_{x} \\ G_{y} \end{matrix}]$
und $[\begin{matrix} B_{x}^{'} \\ B_{y}^{'} \end{matrix}] = [\begin{matrix} cos (M T F) & sin (M T F) \\ - sin (M T F) & cos (M T F) \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} B_{x} \\ B_{y} \end{matrix}]$
Dann ist nach der Definition von GTF die Komponente B_y' innerhalb der vordefinierten Genauigkeit Null und muss nicht übertragen werden, wodurch sich der Satz auf fünf Werte reduziert: G_x', G_y', G_z, B_x' und B_z. Ein Oberflächenprozessor an der Oberfläche, der die übertragenen Daten empfängt, kann den fehlenden B_y'-Wert addieren, da er auf Null voreingestellt ist, um die Messungen auf die vollen sechs Messungen zu vervollständigen.
Im Fall einer drehenden BHA, wie z. B. während des Bohrens eines Bohrlochs, ändern sich die GTF und MTF durchgehend, sodass die Messungen entweder kontinuierlich an die ausgewählte Werkzeugfläche (entweder gravitativ oder magnetisch) angepasst werden können oder so gewählt werden können, dass die GTF oder MTF zum Zeitpunkt der Messung 0° ist, und mehrere solcher angepassten Messungen können gemittelt oder gefiltert werden. Beispielsweise kann ein einfaches Mittel verwendet werden: $G_{x}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} G_{x_{i}}^{'}, G_{y}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} G_{y_{i}}^{'}, G_{z}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} G_{z_{i}}^{'}$
$B_{x}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} B_{x_{i}}^{'}, B_{y}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} B_{y_{i}}^{'}, B_{z}^{'} = \frac{1}{N} \cdot \sum_{i = 1}^{N} B_{z_{i}}^{'}$
Wenn die Anpassung der Messungen auf MTF = 0 erfolgt, dann ist B_y' = 0 und muss nicht gemittelt werden. Wenn umgekehrt die Anpassung der Proben auf GTF = 0 erfolgt, dann ist G_y' = 0 und muss nicht gemittelt werden.
Alternativ können G_oxy, B_oxy und φ = GTF-MTF berechnet werden, und dann können durch Wählen von GTF = 0° (oder eines anderen vordefinierten Werts) oder durch Wählen von MTF = 0° (oder eines anderen vordefinierten Werts) dieselben fünf Werte für die Berechnung von Neigung und Azimut entweder im Bohrloch oder an der Oberfläche erhalten werden. Für GTF = 0° gilt: $G_{x}^{'} = G_{o x y}, G_{y}^{'} = 0$
Dann: $[\begin{matrix} B_{x}^{'} \\ B_{y}^{'} \end{matrix}] = [\begin{matrix} cos (φ) & sin (φ) \\ - sin (φ) & cos (φ) \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} B_{x} \\ B_{y} \end{matrix}]$
Wobei: B_x = B_oxy und B_y = 0. Somit ist B_x' = B_oxy · cos(φ) und B_y' = B_oxy · sin(φ). Der Satz von fünf angepassten Messungen kann dann an die Oberfläche übertragen werden.
Beim häufigen Übertragen der Vermessungen kann der Satz von fünf Werten anschließend durch die Wertdifferenzen der fünf übertragenen Werte ergänzt werden. Da die Änderungen von Neigung und Azimut relativ langsam sind, können die Wertdifferenzen einen begrenzten Bereich haben, was die Anforderungen an die Telemetriebandbreite für Vermessungen weiter reduziert. Wird beispielsweise eine 14-Bit-Auflösung für die Vermessungen angenommen, dann folgt auf den vollen 14-Bit-Auflösungssatz von fünf Werten ein 8-Bit-Satz von fünf Werten, die nur die Wertdifferenzen der neuen Vermessung gegenüber der zuvor übertragenen 14-Bit-Vermessung enthalten. Die Auflösung der 8-Bit-Wertdifferenzen kann dieselbe sein wie die der 14-Bit-Wertdifferenzen, aber dann ist der Bereich der Differenzen eingeschränkt. Wenn jedoch die Wertdifferenzen zwischen einer vorherigen 14-Bit-Vermessung und einer neuen Vermessung den Bereich der 8-Bit-Deltawerte überschreiten, kann ein neuer 14-Bit-Satz an Werten übertragen werden, erneut gefolgt von den Wertdifferenzen der neuen 14-Bit-Vermessung. Ein neuer 14-Bit-Satz an Werten kann auch nach einer bestimmten Zeitspanne, einer Übertragungspause oder einer beliebigen anderen ausgewählten Bedingung übertragen werden. In diesen Beispielen sind die 14-Bit- und 8-Bit-Auswahlen willkürlich und können abhängig von der Telemetrie und den Anforderungen an Auflösung und Bereiche unterschiedlich sein.
Um die Integrität und Synchronisierung der Vollbereichsvermessungen mit Deltas der eingeschränkten Bereichsvermessung sicherzustellen, müssen die übertragenen Werte möglicherweise eine Sequenznummer/ID sowie andere Status- oder Fehlerindikatoren enthalten. Dies ermöglicht eine effiziente Übertragung der Schwerkraft- und Magnetfeldmessungen zum Erhalten der Bohrlochorientierung oder der Bohrgestängeorientierung. Da die gemessenen Komponenten übertragen werden, können beliebige Korrekturen aufgrund von Bohrgestängeinterferenzen, magnetischer Modellierung, Feldreferenzierung und ähnlichem an der Oberfläche unter Verwendung der bestehenden Standardverfahren erfolgen. Im Fall von häufigen Richtungsvermessungsmessungen ermöglicht dieses Verfahren die höherfrequente Übertragung der gemessenen Feldkomponenten bei gleicher Bandbreite der Telemetrie.
Die Beispielsequenz wird in 2 grafisch gezeigt, wo in Schritt 200 eine Vermessung unter Verwendung der Schwerkraft- und Magnetsensoren erhalten wird. Die Messungen werden dann verarbeitet, um die fünf Messungsvektoren zu erhalten, die in Schritt 202 an die Oberfläche übertragen werden. Wenn die Vermessung nach einer Pumpeneinschaltbedingung erfolgt, die den Neustart des Betriebs nach einer Verbindung angibt, wird die Vollbereichsvermessung übertragen. Andernfalls stellt der Bohrlochprozessor in Schritt 204 fest, ob eine Vollbereichsvermessung von fünf Werten kürzlich, z. B. in den letzten 10 Minuten, an die Oberfläche in Schritt 204 übertragen worden ist. Wenn nicht, wird die Vollbereichsvermessung von fünf Werten aus Schritt 202 an die Oberfläche in Schritt 206 übertragen. Wenn ja, berechnet der Bohrlochprozessor die Wertdifferenzen zwischen der aktuellen Vollbereichsvermessung und der vorherigen Vollbereichsvermessung in Schritt 208. Dann bestimmt der Prozessor, ob die Wertdifferenzen größer sind als die Wertdifferenzen der eingeschränkten Bereichsvermessung in Schritt 210. Wenn nicht, werden die Wertdifferenzen der Vermessung des eingeschränkten Bereichs an die Oberfläche in Schritt 212 übertragen. Wenn ja, wird die Vollbereichsvermessung von fünf Werten aus Schritt 202 an die Oberfläche in Schritt 206 übertragen. Einige Zeit nach dem Übertragen der Vollbereichsvermessung von fünf Werten in Schritt 206 oder der Wertdifferenzen der eingeschränkten Bereichsvermessung in Schritt 212 wird der Prozess in Schritt 200 wiederholt, indem eine weitere Vermessung erhalten wird.
3 stellt ein Beispiel eines Bohrsystems 100 zum Durchführen von Richtungsvermessungsübertragungen an eine Oberfläche 108 dar. Wie dargestellt, kann sich ein Bohrloch 102, das gebohrt wird, von einem Bohrlochkopf 104 in und durch eine unterirdische Formation 106 von der Oberfläche 108 erstrecken. Im Allgemeinen kann das Bohrloch 102, das gebohrt wird, horizontale, vertikale, schräge, gekrümmte und andere Arten von Bohrlochgeometrien und -orientierungen einschließen. Obwohl beispielsweise 3 ein vertikales Bohrloch oder ein Bohrloch mit geringem Neigungswinkel darstellt, ist eine Platzierung des Bohrlochs und der Ausrüstung mit hohem Neigungswinkel oder horizontal möglich. Das Bohrloch 102 kann ausgekleidet oder unverkleidet sein. In einigen Beispielen kann das Bohrloch 102 ein Metallteil einschließen. Bei dem Metallteil kann es sich beispielsweise um eine Auskleidung, ein Futterrohr, ein Förderrohr oder ein anderes längliches Stahlrohr handeln, das in dem Bohrloch 102 angeordnet ist.
Es sollte ferner beachtet werden, dass, obwohl 3 im Allgemeinen landgestützte Operationen darstellt, Fachleute auf dem Gebiet erkennen können, dass die hierin beschriebenen Prinzipien gleichermaßen auf Unterwasseroperationen anwendbar sind, die schwimmende oder seegestützte Plattformen und Bohranlagen verwenden, ohne vom Umfang der Offenbarung abzuweichen.
Wie dargestellt, kann eine Bohrplattform 110 einen Bohrturm 112 mit einem beweglichen Block 114 zum Anheben und Absenken des Bohrgestänges 116 tragen. Das Bohrgestänge 116 kann unter anderem Bohrrohre und Coiled Tubing einschließen, wie sie Fachleuten auf dem Gebiet allgemein bekannt sind. Eine Mitnehmerstange 118 kann das Bohrgestänge 116 stützen, während es durch einen Drehtisch 120 abgesenkt werden kann. Ein Bohrmeißel 122 kann am distalen Ende des Bohrgestänges 116 angebracht sein und entweder durch einen Bohrlochmotor und/oder durch Drehung des Bohrgestänges 116 von der Oberfläche 108 aus angetrieben werden. Ohne Einschränkung kann der Bohrmeißel 122 Rollenkonusmeißel, PDC-Meißel, natürliche Diamantmeißel, beliebige Lochöffner, Reibahlen, Kernformungsmeißel und dergleichen einschließen. Während sich der Bohrmeißel 122 dreht, kann er das Bohrloch 102 erzeugen und erweitern, das in verschiedene unterirdische Formationen 106 eindringt. Eine Pumpe 124 kann Bohrflüssigkeit durch ein Zuführungsrohr 126 durch die Mitnehmerstange 118, im Bohrloch durch das Innere des Bohrgestänges 116, durch Öffnungen im Bohrmeißel 122, zurück zur Oberfläche 108 über einen Ringraum 128, der das Bohrgestänge 116 umgibt, und in eine Rückhaltegrube 132 zirkulieren lassen.
Das Bohrgestänge 116 kann am Bohrlochkopf 104 beginnen und das Bohrloch 102 durchqueren. Der Bohrmeißel 122 kann an einem distalen Ende des Bohrgestänges 116 angebracht sein und kann zum Beispiel entweder durch einen Bohrlochmotor und/oder durch Drehung des Bohrgestänges 116 von der Oberfläche 108 aus angetrieben werden. Der Bohrmeißel 122 kann ein Teil der Bohrlochsohlenanordnung (BHA) 130 an einem distalen Ende des Bohrgestänges 116 sein. Es sollte beachtet werden, dass die BHA 130 auch als ein Bohrlochwerkzeug bezeichnet werden kann. Die BHA 130 kann ferner Werkzeuge für vorausschauende Widerstandsanwendungen einschließen. Wie von Fachleuten auf dem Gebiet erkannt werden wird, kann die BHA 130 ein System zur Messung während des Bohrens (engl. measurement while drilling - MWD) oder zur Protokollierung während des Bohrens (engl. logging while drilling - LWD) sein. Die BHA 130 kann auch Richtbohr- und Messausrüstung, wie z. B. rotierende lenkbare Systeme mit Meißelvorschub oder Meißelausrichtung, einschließen.
Ohne Einschränkung kann die BHA 130 mit einem Informationsverarbeitungssystem 138 verbunden sein und/oder von diesem gesteuert werden, das an der Oberfläche 108 angeordnet sein kann. Das Informationsverarbeitungssystem 138 kann mit der BHA 130 über eine Kommunikationsleitung (nicht dargestellt) kommunizieren, die im (oder am) Bohrgestänge 116 angeordnet ist. In Beispielen kann eine drahtlose Kommunikation verwendet werden, um Informationen zwischen dem Informationsverarbeitungssystem 138 und der BHA 130 hin und her zu übertragen. Das Informationsverarbeitungssystem 138 kann Informationen an die BHA 130 übertragen und die von der BHA 130 aufgezeichneten Informationen empfangen sowie verarbeiten. In Beispielen kann ein Bohrlochinformationsverarbeitungssystem (nicht dargestellt) ohne Einschränkung einen Mikroprozessor oder andere geeignete Schaltkreise zum Schätzen, Empfangen und Verarbeiten von Signalen von der BHA 130 einschließen. Das Bohrlochinformationsverarbeitungssystem (nicht dargestellt) kann ferner zusätzliche Komponenten, wie z. B. Speicher, Eingabe-/Ausgabegeräte, Schnittstellen und dergleichen, einschließen. In Beispielen, obwohl nicht dargestellt, kann die BHA 130 eine oder mehrere zusätzliche Komponenten, wie z. B. unter anderem Analog-Digital-Wandler, Filter und Verstärker, einschließen, die verwendet werden können, um die Messungen der BHA 130 zu verarbeiten, bevor sie unter Verwendung eines Übertragungssystems, das Teil der BHA 130 sein kann, an die Oberfläche 108 übertragen werden. Alternativ können die Rohmessungen von der BHA 130 unter Verwendung des Übertragungssystems an die Oberfläche 108 übertragen werden.
Jede geeignete Technik kann zum Übertragen von Signalen von der BHA 130 an die Oberfläche 108 verwendet werden, einschließlich unter anderem drahtgebundene Rohrtelemetrie, Schlammimpuls-Telemetrie, akustische Telemetrie und elektromagnetische Telemetrie. Obwohl nicht gesondert dargestellt, kann die BHA130 ein Übertragungssystem einschließen, das Telemetriedaten an die Oberfläche 108 übertragen kann. An der Oberfläche 108 können Druckmesswandler (nicht gezeigt) das Drucksignal in elektrische Signale für einen Digitalisierer (nicht dargestellt) umwandeln. Andere Sensoren können auch an der Oberfläche verwendet werden, um die vom Bohrloch übertragenen Daten zu empfangen. Der Digitalisierer kann eine digitale Form der Telemetriesignale an das Informationsverarbeitungssystem 138 über eine Kommunikationsverbindung 140 liefern, die eine drahtgebundene oder drahtlose Verbindung sein kann. Die Telemetriedaten können dann von dem Informationsverarbeitungssystem 138 analysiert und verarbeitet werden.
Wie dargestellt, kann eine Kommunikationsverbindung 140 (die zum Beispiel drahtgebunden oder drahtlos sein kann) bereitgestellt werden, die Daten von der BHA130 an das Informationsverarbeitungssystem 138 an der Oberfläche 108 übertragen kann. Das Informationsverarbeitungssystem 138 kann auch einen Personalcomputer 141, ein Videodisplay 142, eine Tastatur 144 (d. h. andere Eingabegeräte) und/oder nicht-transitorische, computerlesbare Medien 146 (z. B. optische Datenträger, magnetische Datenträger) einschließen, die einen für die hierin beschriebenen Verfahren repräsentativen Code speichern können. Zusätzlich zu oder anstelle der Verarbeitung an der Oberfläche 108 kann die Verarbeitung im Bohrloch stattfinden.
Das Informationsverarbeitungssystem 138 kann verwendet werden, um Verfahren durchzuführen, die die Eigenschaften der BHA 130 und des Bohrlochs bestimmen. Die Informationen können genutzt werden, um ein Bild zu erzeugen, das in ein zwei- oder dreidimensionales Modell der unterirdischen Formation 106 generiert werden kann. Diese Modelle können für die Bohrlochplanung verwendet werden (z. B. zum Entwerfen eines gewünschten Verlaufs des Bohrlochs 102). Zusätzlich können sie für die Planung der Platzierung von Bohrsystemen innerhalb eines vorgegebenen Bereichs verwendet werden. Dies kann die effizientesten Bohrvorgänge ermöglichen, um eine Untergrundstruktur zu erreichen. Während der Bohrvorgänge können die mit dem Oberflächenverfolgungssystem 100 durchgeführten Messungen verwendet werden, um die Geometrie des Bohrlochs 102 anzupassen oder das Bohrsystem 101 in Echtzeit zu steuern, um ein nicht-geologisches Ziel, wie z. B. ein anderes Bohrloch, zu erreichen oder zu vermeiden.
Als ein Beispiel kann die BHA 130 eine beliebige Anzahl von Werkzeugen, Sendern und/oder Empfängern umfassen, um Bohrlochmessungen durchzuführen. Beispielsweise kann die BHA 130 eine Messanordnung 134 einschließen. Es sollte beachtet werden, dass die Messanordnung 134 zumindest einen Teil der BHA 130 ausmachen kann. Ohne Einschränkung kann eine beliebige Anzahl von unterschiedlichen Messsystemen, Kommunikations- oder Übertragungssystemen, Batteriesystemen und/oder dergleichen die BHA 130 mit der Messanordnung 134 bilden. Zusätzlich kann die Messanordnung 134 die BHA 130 selbst bilden.
In Beispielen kann die Messanordnung 134 mindestens einen Schwerkraftsensor und mindestens einen Magnetsensor zum Durchführen von Richtungsvermessungen wie oben diskutiert umfassen. Der Schwerkraftsensor misst Schwerkraftgradienten der Untergrundformation 106, die verwendet werden können, um die Neigung und den Azimut der BHA 130 und damit die Trajektorie des gebohrten Bohrlochs 102 zu erfassen. Die vom Schwerkraftsensor gemessenen Daten können dann unter Verwendung eines Übertragungssystems, das Teil der BHA 130 ist, an die Oberfläche übertragen werden und dann über die Kommunikationsverbindung 140, die eine drahtgebundene oder drahtlose Kommunikationsverbindung sein kann, an das Informationsverarbeitungssystem 138 kommuniziert werden. Die übertragenen Daten können die reduzierten Datensätze von fünf Werten, die Differenz zwischen einer aktuellen Vermessung und einer vorherigen Vermessung oder die Wertdifferenzen einer eingeschränkten Bereichsvermessung einschließen. Die Daten können dann durch das Informationsverarbeitungssystem 138 verarbeitet werden, um die Neigung und den Azimut der BHA 130 und die Trajektorie des gebohrten Bohrlochs 102 zu bestimmen. Diese Informationen können dann verwendet werden, um Steuerbefehle zurück ins Bohrloch an die BHA 130 zu senden, um die Trajektorie des Bohrlochs 102 durch Anpassen der Trajektorie der BHA 130 anzupassen.
Die Systeme und Verfahren können auch verwendet werden, um ein nicht-geologisches Ziel, wie z. B. ein anderes, zuvor gebohrtes Bohrloch, zu vermeiden. Beispielsweise erstreckt sich, wie in 3 gezeigt, ein zweites Bohrloch 150 durch die Formation 106. Wenn die Neigung und der Azimut des Bohrlochs 102 bekannt sind, kann die Trajektorie der BHA 130 in einer Weise gesteuert werden, die für Geosteering-Anwendungen beim Richtungsbohren verwendet werden kann, um ein Überschneiden des zweiten Bohrlochs 150 zu vermeiden. Beispielsweise können Befehle ins Bohrloch übertragen werden, um den Bohrmeißel 122 entweder auf einer aktuellen Trajektorie aufrechtzuerhalten oder in eine unterschiedliche Richtung zu lenken. Das Informationsverarbeitungssystem 138 kann somit die Trajektorie der BHA 130 und somit das Bohrloch 102 steuern, um das zweite Bohrloch 150 unter Verwendung der Lenkfähigkeiten der BHA 130 zu vermeiden.
Beispiele der Offenbarung schließen die Folgenden ein:

Beispiel 1. Verfahren zum Erhalten von Daten an einer Bohrlochstelle, einschließlich des Messens der Erdschwerkraft lokal zu einer Bohrlochsohlenanordnung (BHA) an der Bohrlochstelle in drei Schwerkraftvektorkoordinaten unter Verwendung eines Schwerkraftsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft. Das Beispielverfahren schließt auch das Messen des Erdmagnetfelds lokal zur BHA in drei magnetischen Vektorkoordinaten unter Verwendung eines Magnetsensors im Bohrloch ein, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft. Wenn die Messungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, werden die Messungen im Bohrloch mit einem Bohrlochprozessor verarbeitet, indem die gemessene Schwerkraft und das gemessene Magnetfeld um die z-Achse gedreht werden, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetfeldvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.
Beispiel 2. Das Verfahren von Beispiel 1, das ferner das Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems umfasst, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Beispiel 3. Das Verfahren von Beispiel 2, das ferner das Berechnen von kontinuierlichen Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch mit einem Oberflächenprozessor unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA umfasst, um die Neigung und den Azimut der BHA zu bestimmen.
Beispiel 4. Das Verfahren von Beispiel 1, das ferner das Vornehmen und Verarbeiten mehrerer Schwerkraft- und Magnetmessungen und das Mitteln der verarbeiteten Messungen unter Verwendung des Bohrlochprozessors umfasst.
Beispiel 5. Das Verfahren von Beispiel 4, das ferner das Übertragen der gemittelten, nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der gemittelten, nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche umfasst, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Beispiel 6. Das Verfahren von Beispiel 1, das ferner das Vornehmen der Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation umfasst.
Beispiel 7. Das Verfahren von Beispiel 3, das ferner das Vornehmen der Messungen umfasst, während sich die Sensoren um die z-Achse drehen.
Beispiel 8. Das Verfahren von Beispiel 1, wobei die ausgewählte Orientierung der BHA entweder eine gravitative Werkzeugfläche oder eine magnetische Werkzeugfläche ist.
Beispiel 9. Das Verfahren von Beispiel 1, das ferner das Vornehmen und Verarbeiten mehrerer Schwerkraft- und Magnetmessungen und das Mitteln der verarbeiteten Messungen unter Verwendung des Bohrlochprozessors umfasst.
Beispiel 10. Das Verfahren von Beispiel 1, das ferner das Vornehmen und Verarbeiten zusätzlicher Schwerkraft- und Magnetmessungen umfasst; das Bestimmen der Wertdifferenzen zwischen zwei unterschiedlichen Messungen; wenn die Wertdifferenzen außerhalb eines Differenzenbereichs liegen, das Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und nicht ausgerichteten Magnetvektoren einer der Messungen an die Oberfläche unter Verwendung des Übertragungssystems, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen; und wenn die Wertdifferenzen innerhalb eines Differenzenbereichs liegen, das Übertragen nur der Wertdifferenzen zwischen den beiden unterschiedlichen Messungen an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems.
Beispiel 11. Ein Bohrlochbohrsystem zum Bohren eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation, das Folgendes umfasst: eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA), die in dem Bohrloch angeordnet werden kann; einen Schwerkraftsensor, der betreibbar ist, um die Erdschwerkraft lokal zur BHA in der unterirdischen Formation in drei Schwerkraftvektorkoordinaten zu messen, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; einen Magnetsensor, der betreibbar ist, um ein Magnetfeld lokal zur BHA in der unterirdischen Formation in drei Magnetvektorkoordinaten zu messen, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; und einen Bohrlochprozessor, der in dem Bohrloch angeordnet werden kann und betreibbar ist, um, wenn die Schwerkraft- oder Magnetmessungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, die Messungen im Bohrloch durch Drehen der gemessenen Schwerkraft und des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse zu verarbeiten, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.
Beispiel 12. Das System von Beispiel 11, das ferner ein Übertragungssystem umfasst, das betreibbar ist, um die nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und nicht ausgerichteten Magnetvektoren unter Verwendung eines Übertragungssystems an die Oberfläche zu übertragen, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Beispiel 13. Das System von Beispiel 12, das ferner einen Oberflächenprozessor umfasst, der sich an der Oberfläche befindet und betreibbar ist, um kontinuierliche Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA zu berechnen, um Neigung und Azimut der BHA zu bestimmen.
Beispiel 14. Das System von Beispiel 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor betreibbar sind, um mehrere Messungen durchzuführen, und der Bohrlochprozessor betreibbar ist, um die mehreren Schwerkraft- und Magnetmessungen zu verarbeiten und das Mittel der verarbeiteten Messungen zu bilden.
Beispiel 15. Das System von Beispiel 14, das ferner ein Übertragungssystem umfasst, das betreibbar ist, um die gemittelten, nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und die gemittelten, nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche zu übertragen, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Beispiel 16. Das System von Beispiel 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor ferner betreibbar sind, um die Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation durchzuführen.
Beispiel 17. Das System aus Beispiel 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor ferner betreibbar sind, um die Messungen vorzunehmen, während sich die Sensoren um die z-Achse drehen.
Beispiel 18. Das System von Beispiel 11, wobei die ausgewählte Orientierung der BHA entweder eine gravitative Werkzeugfläche oder eine magnetische Werkzeugfläche ist.
Beispiel 19. Ein Verfahren zum Bohren eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation, das Folgendes umfasst: Bohren des Bohrlochs unter Verwendung eines Bohrmeißels, der Teil einer Bohrlochsohlenanordnung (BHA) ist; Messen der Erdschwerkraft lokal zur BHA in drei Schwerkraftvektorkoordinaten unter Verwendung eines Schwerkraftsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; Messen des Erdmagnetfelds lokal zur BHA in drei Magnetvektorkoordinaten unter Verwendung eines Magnetsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; wenn die Messungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, Verarbeiten der Messungen im Bohrloch unter Verwendung eines Bohrlochprozessors durch Drehen der gemessenen Schwerkraft und des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten; Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen; Berechnen kontinuierlicher Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch mit einem Oberflächenprozessor an der Oberfläche unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA, um Neigung und Azimut der BHA zu bestimmen; und Übertragen von Befehlen von dem Oberflächenprozessor an die BHA, um die BHA zu steuern und das Bohrloch weiter zu bohren.
Beispiel 20. Das Verfahren von Beispiel 19, das ferner das Verarbeiten der Messungen im Bohrloch umfasst, indem sowohl die gemessene Schwerkraft, als auch das gemessene Magnetfeld um die z-Achse gedreht werden, um sowohl die Schwerkraftvektoren als auch die Magnetvektoren auf die ausgewählte Orientierung der BHA auszurichten.
Beispiel 21. Das Verfahren von Beispiel 19, das ferner das Vornehmen der Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation umfasst.
Beispiel 22. Das Verfahren von Beispiel 19, das ferner das Vornehmen der Messungen umfasst, während sich die Sensoren drehen.

Bestimmte Begriffe werden in der gesamten Beschreibung und den Ansprüchen verwendet, um sich auf besondere Merkmale oder Komponenten zu beziehen. Wie ein Fachmann auf dem Gebiet verstehen wird, können unterschiedliche Personen dasselbe Merkmal oder dieselbe Komponente mit unterschiedlichen Namen bezeichnen. Dieses Dokument beabsichtigt nicht, zwischen Komponenten oder Merkmalen zu unterscheiden, die sich zwar im Namen, nicht aber in der Funktion unterscheiden.
Für die obigen Ausführungsformen und Beispiele kann ein nicht-transitorisches, computerlesbares Medium gespeicherte Anweisungen darauf umfassen, die, wenn sie von einer Maschine ausgeführt werden, die Maschine veranlassen, Operationen durchzuführen, wobei die Operationen ein oder mehrere Merkmale umfassen, die den Merkmalen der oben beschriebenen Verfahren und Techniken ähnlich oder identisch sind. Die physikalischen Strukturen solcher Anweisungen können von einem oder mehreren Prozessoren bearbeitet werden. Ein System zum Implementieren des beschriebenen Algorithmus kann auch eine elektronische Vorrichtung und eine Kommunikationseinheit einschließen. Das System kann auch einen Bus einschließen, wobei der Bus die elektrische Leitfähigkeit zwischen den Komponenten des Systems bereitstellt. Der Bus kann einen Adressbus, einen Datenbus und einen Steuerbus einschließen, die jeweils unabhängig konfiguriert sind. Der Bus kann auch gemeinsame Leiterbahnen zum Bereitstellen eines oder mehrerer von einer Adresse, Daten oder einer Steuerung verwenden, deren Verwendung von dem einen oder den mehreren Prozessoren geregelt werden kann. Der Bus kann so konfiguriert werden, dass die Komponenten des Systems verteilt sein können. Der Bus kann auch als Teil eines Kommunikationsnetzwerks angeordnet sein, das die Kommunikation mit Kontrollstellen ermöglicht, die sich entfernt vom System befinden.
In verschiedenen Ausführungsformen des Systems können Peripheriegeräte, wie z. B. Displays, zusätzlicher Speicherplatz und/oder andere Steuergeräte, in Verbindung mit dem einen oder den mehreren Prozessoren und/oder den Speichermodulen betrieben werden. Die Peripheriegeräte können angeordnet werden, um in Verbindung mit der (den) Displayeinheit(en) mit im Speichermodul gespeicherten Anweisungen betrieben zu werden, um die Benutzeroberfläche zum Verwalten der Anzeige der Anomalien zu implementieren. Eine solche Benutzeroberfläche kann in Verbindung mit der Kommunikationseinheit und dem Bus betrieben werden. Verschiedene Komponenten des Systems können integriert werden, sodass die Verarbeitung identisch zu oder ähnlich zu den Verarbeitungsschemata durchgeführt werden kann, die in Bezug auf verschiedene Ausführungsformen hierin diskutiert werden.
Während hierin Zusammensetzungen und Verfahren im Sinne von „umfassend“ verschiedener Komponenten oder Schritte beschrieben werden, können die Zusammensetzungen und Verfahren auch „im Wesentlichen bestehen aus“ oder „bestehen aus“ den verschiedenen Komponenten und Schritten.
Sofern nicht anders angegeben, sind alle Zahlen, die Mengen von Bestandteilen, Eigenschaften, wie z. B. Molekulargewicht, Reaktionsbedingungen usw. ausdrücken und in der vorliegenden Spezifikation und den zugeordneten Ansprüchen verwendet werden, dahingehend zu verstehen, als seien sie in allen Fällen durch den Begriff „etwa“ näher bestimmt. Dementsprechend sind, sofern nichts Gegenteiliges angegeben ist, die in der folgenden Spezifikation und den beigefügten Ansprüchen aufgeführten numerischen Parameter Näherungswerte, die abhängig von den gewünschten Eigenschaften, die durch die Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung erhalten werden sollen, variieren können. Zumindest, und nicht als Versuch, die Anwendung der Doktrin der Äquivalente auf den Umfang des Anspruchs einzuschränken, sollte jeder numerische Parameter im Lichte der Anzahl der berichteten signifikanten Stellen und durch Anwenden gewöhnlicher Rundungstechniken, die von Fachleuten auf dem Gebiet akzeptiert werden, interpretiert werden.
Die offenbarten Ausführungsformen sollten nicht als einschränkend für den Umfang der Offenbarung, einschließlich der Ansprüche, interpretiert oder anderweitig verwendet werden. Es ist voll und ganz anzuerkennen, dass die unterschiedlichen Lehren der diskutierten Ausführungsformen separat oder in jeder geeigneten Kombination verwendet werden können, um die gewünschten Ergebnisse zu erzielen. Zusätzlich wird ein Fachmann auf dem Gebiet verstehen, dass die Beschreibung eine breite Anwendung hat, und die Diskussion einer beliebigen Ausführungsform ist nur als beispielhaft für diese Ausführungsform gemeint und soll nicht andeuten, dass der Umfang der Offenbarung, einschließlich der Ansprüche, auf diese Ausführungsform beschränkt ist.

Claims

Verfahren zum Erhalten von Daten an einer Bohrlochstelle, umfassend: Messen der Erdschwerkraft lokal zu einer Bohrlochsohlenanordnung (BHA) an der Bohrlochstelle in drei Schwerkraftvektorkoordinaten unter Verwendung eines Schwerkraftsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; Messen des Erdmagnetfelds lokal zur BHA in drei Magnetvektorkoordinaten unter Verwendung eines Magnetsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; und wenn die Messungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, Verarbeiten der Messungen im Bohrloch unter Verwendung eines Bohrlochprozessors durch Drehen der gemessenen Schwerkraft und des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Verfahren nach Anspruch 2, ferner umfassend das Berechnen kontinuierlicher Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch mit einem Oberflächenprozessor unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA, um Neigung und Azimut der BHA zu bestimmen.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Vornehmen und Verarbeiten mehrerer Schwerkraft- und Magnetmessungen und das Mitteln der verarbeiteten Messungen unter Verwendung des Bohrlochprozessors.
Verfahren nach Anspruch 4, ferner umfassend das Übertragen der gemittelten, nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der gemittelten, nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Vornehmen der Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation.
Verfahren nach Anspruch 3, ferner umfassend das Vornehmen der Messungen, während sich die Sensoren um die z-Achse drehen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die ausgewählte Orientierung der BHA entweder eine gravitative Werkzeugfläche oder eine magnetische Werkzeugfläche ist.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Vornehmen und Verarbeiten mehrerer Schwerkraft- und Magnetmessungen und das Mitteln der verarbeiteten Messungen unter Verwendung des Bohrlochprozessors.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend: Vornehmen und Verarbeiten zusätzlicher Schwerkraft- und Magnetmessungen; Bestimmen der Wertdifferenzen zwischen zwei unterschiedlichen Messungen; wenn die Wertdifferenzen außerhalb eines Differenzenbereichs liegen, Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und nicht ausgerichteten Magnetvektoren einer der Messungen an die Oberfläche unter Verwendung des Übertragungssystems, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen; und wenn die Wertdifferenzen innerhalb eines Differenzenbereichs liegen, Übertragen nur der Wertdifferenzen zwischen den beiden unterschiedlichen Messungen an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems.
Bohrlochbohrsystem zum Bohren eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation, umfassend: eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA), die in dem Bohrloch angeordnet werden kann; einen Schwerkraftsensor, der betreibbar ist, um die Erdschwerkraft lokal zur BHA in der unterirdischen Formation in drei Schwerkraftvektorkoordinaten zu messen, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; einen Magnetsensor, der betreibbar ist, um ein Magnetfeld lokal zur BHA in der unterirdischen Formation in drei Magnetvektorkoordinaten zu messen, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; und einen Bohrlochprozessor, der in dem Bohrloch angeordnet werden kann und betreibbar ist, um, wenn die Schwerkraft- oder Magnetmessungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, die Messungen im Bohrloch durch Drehen der gemessenen Schwerkraft und des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse zu verarbeiten, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.
System nach Anspruch 11, ferner umfassend ein Übertragungssystem, das betreibbar ist, um die nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und nicht ausgerichteten Magnetvektoren unter Verwendung eines Übertragungssystems an die Oberfläche zu übertragen, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
System nach Anspruch 12, ferner umfassend einen Oberflächenprozessor, der an der Oberfläche angeordnet und betreibbar ist, um kontinuierliche Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA zu berechnen, um Neigung und Azimut der BHA zu bestimmen.
System nach Anspruch 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor betreibbar sind, um mehrere Messungen durchzuführen, und der Bohrlochprozessor betreibbar ist, um die mehreren Schwerkraft- und Magnetmessungen zu verarbeiten und die verarbeiteten Messungen zu mitteln.
System nach Anspruch 14, ferner umfassend ein Übertragungssystem, das betreibbar ist, um die gemittelten, nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und die gemittelten, nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche zu übertragen, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen.
System nach Anspruch 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor ferner betreibbar sind, um die Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation vorzunehmen.
System nach Anspruch 11, wobei der Schwerkraftsensor und der Magnetsensor ferner betreibbar sind, um die Messungen vorzunehmen, während sich die Sensoren um die z-Achse drehen.
System nach Anspruch 11, wobei die ausgewählte Orientierung der BHA entweder eine gravitative Werkzeugfläche oder eine magnetische Werkzeugfläche ist.
Verfahren zum Bohren eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation, umfassend: Bohren des Bohrlochs unter Verwendung eines Bohrermeißels, der Teil einer Bohrlochsohlenanordnung (BHA) ist; Messen der Erdschwerkraft lokal zur BHA in drei Schwerkraftvektorkoordinaten unter Verwendung eines Schwerkraftsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor der Schwerkraft parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; Messen des Erdmagnetfelds lokal zur BHA in drei Magnetvektorkoordinaten unter Verwendung eines Magnetsensors im Bohrloch, wobei ein z-Achsenvektor des Magnetfelds parallel zur Mittelachse der BHA in der Bohrlochrichtung verläuft; wenn die Messungen nicht in einer ausgewählten Orientierung der BHA vorgenommen werden, Verarbeiten der Messungen im Bohrloch unter Verwendung eines Bohrlochprozessors durch Drehen der gemessenen Schwerkraft und des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse, um einen Schwerkraftvektor oder einen Magnetvektor mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten; Übertragen der nicht ausgerichteten Schwerkraftvektoren und der nicht ausgerichteten Magnetvektoren an die Oberfläche unter Verwendung eines Übertragungssystems, ohne den ausgerichteten Schwerkraftvektor oder den ausgerichteten Magnetvektor zu übertragen; Berechnen kontinuierlicher Orientierungsmessungen der BHA im Bohrloch mit einem Oberflächenprozessor an der Oberfläche unter Verwendung der mit dem Übertragungssystem übertragenen Daten und der ausgewählten Orientierung der BHA, um Neigung und Azimut der BHA zu bestimmen; und Übertragen von Befehlen von dem Oberflächenprozessor an die BHA, um die BHA zu steuern und das Bohrloch weiter zu bohren.
Verfahren nach Anspruch 19, ferner umfassend das Verarbeiten der Messungen im Bohrloch durch Drehen sowohl der gemessenen Schwerkraft als auch des gemessenen Magnetfelds um die z-Achse, um sowohl die Schwerkraftvektoren als auch die Magnetvektoren mit der ausgewählten Orientierung der BHA auszurichten.
Verfahren nach Anspruch 19, ferner umfassend das Vornehmen der Messungen während des Bohrens eines Bohrlochs durch eine unterirdische Formation.
Verfahren nach Anspruch 19, ferner umfassend das Vornehmen der Messungen, während sich die Sensoren drehen.