NO336516B1

NO336516B1 - Procedure for measuring a borehole

Info

Publication number: NO336516B1
Application number: NO20042391A
Authority: NO
Inventors: Graham A Mcelhinney
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2003-06-09
Filing date: 2004-06-09
Publication date: 2015-09-14
Also published as: CA2470305C; CA2470305A1; NO20042391L

Abstract

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for oppmåling av et borehull. Ved fremgangsmåten tilveiebringes det et verktøy hvorpå det er anbrakt en magnetfeltmåleanordning, og anbringelse av verktøyet i et borehull. Magnetiske interferensvektorer bestemmes i minst to posisjoner i borehullet ved å sammenligne de målte magnetfelter i disse posisjoner med et kjent magnetfelt for jorden. De magnetiske interferensvektorer indikerer en retning til en underjordisk målstruktur. l forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen sammenlignes retningene for den underjordiske målstruktur med en historisk oppmåling av denne for å bestemme en avstand mellom borehullet og den underjordiske struktur og en asimut for borehullet. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan på fordelaktig måte bedre oppnådde oppmålingsdata for borehullet, for eksempel i anvendelser i avlastningsbrønner og eller dobbeltbrønner.The invention relates to a method for measuring a borehole. In the method, a tool is provided on which a magnetic field measuring device is placed, and the tool is placed in a borehole. Magnetic interference vectors are determined in at least two positions in the borehole by comparing the measured magnetic fields in these positions with a known magnetic field for the earth. The magnetic interference vectors indicate a direction to an underground target structure. In various embodiments of the invention, the directions of the underground target structure are compared with a historical measurement thereof to determine a distance between the borehole and the underground structure and an azimuth for the borehole. Advantageously, the method of the invention can better obtain survey data for the borehole, for example, in applications in relief wells and or double wells.

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte til oppmåling av et borehull, som angitt i innledningen av det selvstendige krav 1. The present invention relates to a method for measuring a borehole, as stated in the introduction of the independent claim 1.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt oppmåling av et underjordisk borehull for å bestemme for eksempel banen for borehullet. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for passiv innrangering for å bestemme retningsmessige og/eller beliggenhetsmessige parametere for et borehull under anvendelse av sensorer som omfatter én eller flere magnetfeltmåleanordninger. The present invention generally relates to measuring an underground borehole to determine, for example, the path of the borehole. More specifically, the invention relates to a method for passive ranking to determine directional and/or locational parameters for a borehole using sensors comprising one or more magnetic field measuring devices.

Anvendelsen av magnetfeltmåleanordninger (for eksempel magnetometre) The application of magnetic field measuring devices (eg magnetometers)

innen kjente underjordiske oppmålingsteknikker for bestemmelse av retningen av jordens magnetfelt i et spesielt punkt er velkjent. Anvendelsen av akselerometre eller gyroskoper i kombinasjon med ett eller flere magnetometre for å bestemme retning er også kjent. Utplassering av slike sensorsett er velkjent for å bestemme borehullkarakteristika, så som inklinasjon, asimut, posisjoner i rom, verktøysflaterotasjon, magnetisk verktøysflate og magnetisk asimut (dvs. en asimutverdi bestemt fra magnetfeltmålinger). Selv om det er kjent at magnetometre fremskaffer verdifull informasjon til oppmåleren er anvendelse av dem i borehulloppmåling og særlig måling under boring (MUB) tilbøyelig til å være begrenset av forskjellige faktorer. For eksempel er magnetisk interferens, så in known underground surveying techniques for determining the direction of the earth's magnetic field at a particular point is well known. The use of accelerometers or gyroscopes in combination with one or more magnetometers to determine direction is also known. Deployment of such sensor sets is well known to determine borehole characteristics such as inclination, azimuth, positions in space, tool face rotation, magnetic tool face and magnetic azimuth (ie, an azimuth value determined from magnetic field measurements). Although it is known that magnetometers provide valuable information to the surveyor, their application in borehole surveying and in particular measurement while drilling (MUB) tends to be limited by various factors. For example, magnetic interference is so

som fra magnetiske stålkomponenter (for eksempel forlengingsrør, foringsrør etc.) i et tilgrensende borehull (også nevnt målbrønn her) tilbøyelig til å interferere med jordens magnetfelt og kan derved forårsake et avvik i asimutverdiene som er oppnådd fra et magnetometersett. such as from magnetic steel components (for example extension pipes, casing etc.) in an adjacent borehole (also referred to as a target well here) tend to interfere with the earth's magnetic field and can thereby cause a deviation in the azimuth values obtained from a magnetometer set.

Passive innrangeringsteknikker kan utnytte slike magnetiske interferensfelter, Passive ranging techniques can utilize such magnetic interference fields,

for eksempel for å hjelpe til med å bestemme beliggenheten av en tilgrensende brønn (målbrønn) for å redusere risikoen for kollisjon og/eller for å plassere brønnen i en drepesone (for eksempel nær en utkontrollert brønnutblåsing hvor formasjonsfluid unnslipper til en tilgrensende brønn). I US-patentskrift 5.675.488 samt de Amerikanske patentsøknader 10/368.257, 10/368.742 og 10/369.353 for example, to help determine the location of an adjacent well (target well) to reduce the risk of collision and/or to place the well in a kill zone (for example, near an out-of-control well blowout where formation fluid escapes into an adjacent well). In US patent 5,675,488 as well as US patent applications 10/368,257, 10/368,742 and 10/369,353

for McElhinney (heretter referert til som McElhinney-patentene) beskrives frem- for McElhinney (hereafter referred to as the McElhinney patents) is described

gangsmåter for bestemmelse av en målbrønns beliggenhet i forhold til en målt brønn (for eksempel brønnen som bores) i umiddelbar nærhet til denne. Ved slike fremgangsmåter benyttes tredimensjonale, magnetiske interferensvektorer bestemt i et antall punkter i den målte brønn for å bestemme målbrønnens asimut og/eller inklinasjon og/eller avstanden fra den målte brønn til målbrønnen. methods for determining the location of a target well in relation to a measured well (for example the well being drilled) in the immediate vicinity of this. In such methods, three-dimensional magnetic interference vectors determined at a number of points in the measured well are used to determine the target well's azimuth and/or inclination and/or the distance from the measured well to the target well.

Fremgangsmåtene som er beskrevet i McElhinney-patentene har vist seg å funksjonere godt i et antall borehulloppmålingsanvendelser, så som for eksempel brønnunngåelses- og/eller brønndrepingsanvendelser. Imidlertid er der igjen visse andre anvendelser hvor forbedrete passive innrangeringsteknikker med fordel kan benyttes. For eksempel kan det i brønnsammen-ligningsanvendelser (spesielt i nær horisontale brønnpartier) hvor en målt brønn bores stort sett parallelt med en målbrønn dras fordel av slike forbedrete, passive innrangeringsteknikker. Det foreligger derfor et behov for bedrete borehull-oppmålingsfremgangsmåter hvor det anvendes passive innrangeringsteknikker. The methods described in the McElhinney patents have been shown to work well in a number of downhole survey applications, such as well avoidance and/or well kill applications. However, there are still certain other applications where improved passive ranking techniques can be advantageously used. For example, in well comparison applications (especially in near-horizontal well sections) where a measured well is drilled largely parallel to a target well, advantage can be taken of such improved, passive ranking techniques. There is therefore a need for improved borehole surveying methods where passive ranking techniques are used.

Videre vises til GB 1585479 A som vedrører målinger for lokalisering av underjordiske legemer og masser, og den tar særlig sikte på underjordiske boringer av borehull med en retning som avviker fra vertikal retning, der det anvendes et magnetometerinstrument for å måle ut retning og avstand fra borestedet til et på forhånd bestemt underjordisk mål og for å skaffe informasjon for styring av fortsatt boring. Furthermore, reference is made to GB 1585479 A which relates to measurements for the location of underground bodies and masses, and it particularly aims at underground drilling of boreholes with a direction that deviates from the vertical direction, where a magnetometer instrument is used to measure the direction and distance from the drilling site to a predetermined underground target and to obtain information for directing continued drilling.

Eksempler på aspekter ved oppfinnelsen er ment å ta fatt på det ovenfor beskrevne behov for bedrete oppmålingsfremgangsmåter hvor det anvendes forskjellige passive innrangeringsteknikker. Det henvises kort til de medfølgende tegninger hvor aspekter ved oppfinnelsen omfatter fremgangsmåter for oppmåling av et borehull. I slike fremgangsmåter gjøres det bruk av magnetisk fluks som stråler ut fra magnetiserte, underjordiske strukturer (her typisk benevnt målbrønner) i nærheten, så som forete borehull. Slik magnetisk fluks kan måles passivt på å bestemme en retning og en avstand fra borehullet som måles opp (her også benevnt den målte brønn) til målbrønnen. I forskjellige utførelses-former kan den målte brønns orientering i forhold til målbrønnen, de absolutte koordinater samt asimuten til den målte brønn også bestemmes. Examples of aspects of the invention are intended to address the above-described need for improved surveying methods where different passive ranking techniques are used. Brief reference is made to the accompanying drawings where aspects of the invention include methods for measuring a borehole. In such methods, use is made of magnetic flux that radiates from magnetized, underground structures (here typically referred to as target wells) in the vicinity, such as lined boreholes. Such magnetic flux can be measured passively by determining a direction and a distance from the borehole being measured (here also referred to as the measured well) to the target well. In different embodiments, the orientation of the measured well in relation to the target well, the absolute coordinates and the azimuth of the measured well can also be determined.

Utførelsesformer av oppfinnelsen frembringer med fordel atskillige tekniske fordeler. For eksempel kan retningen og avstanden fra en målt brønn til en mål-brønn med fordel bestemmes uten å måtte reposisjonere brønnverktøyet i den målte brønn. Videre kan utførelsesformer av oppfinnelsen benyttes til å bestemme en asimutverdi for den målte brønn. Slik asimutbestemmelse kan være fordelaktig i visse boreanvendelser, så som i områder med magnetisk interferens hvor magnetiske asimutavlesinger ofte er upålitelige. Aspekter ved denne oppfinnelse kan også med fordel benyttes i visse boreanvendelser, så som brønnsammenlignings- og/eller avlastningsbrønnanvendelser, for å styre fortsatt boring av den målte brønn, for eksempel i en retning stort sett parallelt med målbrønnen. Embodiments of the invention advantageously produce several technical advantages. For example, the direction and distance from a measured well to a target well can be advantageously determined without having to reposition the well tool in the measured well. Furthermore, embodiments of the invention can be used to determine an azimuth value for the measured well. Such azimuth determination can be advantageous in certain drilling applications, such as in areas of magnetic interference where magnetic azimuth readings are often unreliable. Aspects of this invention can also be advantageously used in certain drilling applications, such as well comparison and/or relief well applications, to control continued drilling of the measured well, for example in a direction largely parallel to the target well.

En bestemt utførelse av fremgangsmåten er angitt i det selvstendige krav 1, mens alternative utførelser er angitt i de respektive uselvstendige kravene. A specific embodiment of the method is specified in independent claim 1, while alternative embodiments are specified in the respective non-independent claims.

Ifølge et aspekt omfatter den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for oppmåling av er borehull. Fremgangsmåten omfatter tilveiebringelse nede i borehullet av et verktøy som omfatter første og andre magnetfeltmåleanordninger som er anordnet i tilsvarende første og andre posisjoner i borehullet. De første og andre posisjoner velges til å være i sensorområdet for magnetisk fluks fra en underjordisk målstruktur. Fremgangsmåten omfatter videre måling av totale, lokale magnetfelter i de første og andre posisjoner under anvendelse av de tilsvarende første og andre magnetfeltmåleanordninger, bearbeidelse av de totale, lokale magnetfelter i de første og andre posisjoner og et referansemagnetfelt for å bestemme en del av de totale, lokale magnetfelter som skyldes den underjordiske målstruktur, samt generering av interferensmagnetfeltvektorer i de første og andre posisjoner fra den del av det totale, lokale magnetfelt som skyldes den underjordiske målstruktur. Fremgangsmåten omfatter videre bearbeidelse av interferensmagnetfeltvektorene for å bestemme verktøysflate-til-målvinkler i hver av de første og andre posisjoner, samt bearbeidelse av vinklene mellom verktøysflaten og målet i de første og andre posisjoner for å bestemme en lokal retning av borehullet i forhold til den underjordiske målstruktur. According to one aspect, the present invention comprises a method for measuring boreholes. The method comprises providing down in the borehole a tool which comprises first and second magnetic field measuring devices which are arranged in corresponding first and second positions in the borehole. The first and second positions are selected to be in the sensing range of magnetic flux from an underground target structure. The method further comprises measuring total, local magnetic fields in the first and second positions using the corresponding first and second magnetic field measuring devices, processing the total, local magnetic fields in the first and second positions and a reference magnetic field to determine a part of the total, local magnetic fields due to the underground target structure, as well as generation of interference magnetic field vectors in the first and second positions from the part of the total local magnetic field due to the underground target structure. The method further comprises processing the interference magnetic field vectors to determine tool face-to-target angles at each of the first and second positions, as well as processing the angles between the tool face and the target at the first and second positions to determine a local direction of the borehole relative to the underground target structure.

En variant av dette aspekt omfatter videre tilveiebringelse av en historisk oppmåling av i det minste en del av den underjordiske målstruktur og bearbeidelse av verktøysflate-til-målverdiene i de første og andre posisjoner og den historiske oppmåling for å bestemme en avstand fra borehullet til den underjordiske målstruktur. En annen variant av dette aspekt omfatter bearbeidelse av avstanden og den historiske oppmåling for å bestemme en beliggenhet av enten den første eller den andre posisjon og anvendelse av beliggenheten til å bestemme en borehullasimut. A variation of this aspect further comprises providing a historical survey of at least a portion of the underground target structure and processing the tool face-to-target values at the first and second positions and the historical survey to determine a distance from the borehole to the underground target structure. Another variation of this aspect involves processing the distance and the historical survey to determine a location of either the first or the second position and using the location to determine a borehole azimuth.

I det foregående er trekkene og de tekniske fordeler med den foreliggende oppfinnelse skildret nokså bredt for at den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen som følger kan forstås bedre. Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil bli beskrevet heretter, noe som danner gjenstand for kravene for oppfinnelsen. Det skal forstås av fagfolk på området at oppfatningen og den spesifikke utførelsesform som beskrives lettvint kan benyttes som en basis for modifisering eller utforming av andre konstruksjoner for utførelse av de samme formål ved oppfinnelsen. Det bør også forstås av fagfolk på området at slike ekvivalente konstruksjoner ikke avviker fra rammen for oppfinnelsen slik som angitt i de etterfølgende patentkrav. In the foregoing, the features and technical advantages of the present invention have been described broadly enough so that the detailed description of the invention that follows can be better understood. Further features and advantages of the invention will be described hereafter, which form the subject of the claims for the invention. It should be understood by professionals in the field that the concept and the specific embodiment described can easily be used as a basis for modifying or designing other constructions for carrying out the same purposes of the invention. It should also be understood by those skilled in the art that such equivalent constructions do not deviate from the scope of the invention as stated in the subsequent patent claims.

For en mer fullstendig forståelse av oppfinnelsen og fordelene med denne henvises det nå til den etterfølgende beskrivelse under henvisning til de medfølg-ende tegninger, hvor: Fig. 1 viser et skjematisk riss av en utførelsesform av et MUB-verktøy ifølge oppfinnelsen, som omfatter både øvre og nedre sensorsett. Fig. 2 viser et skjematisk riss av en del av MUB-verktøyet i fig. 1 og viser magnetfelt- og gravitasjonsvektorer. Fig. 3A og 3B viser skjematiske riss av et eksempel på anvendelse av oppfinnelsen. For a more complete understanding of the invention and its advantages, reference is now made to the following description with reference to the accompanying drawings, where: Fig. 1 shows a schematic view of an embodiment of a MUB tool according to the invention, which includes both upper and lower sensor sets. Fig. 2 shows a schematic view of a part of the MUB tool in fig. 1 and shows magnetic field and gravity vectors. Fig. 3A and 3B show schematic drawings of an example of application of the invention.

Fig. 4 viser et skjematisk tverrsnitt etter linjen 4-4 i fig. 3B. Fig. 4 shows a schematic cross-section along the line 4-4 in fig. 3B.

Fig. 5 viser et skjematisk riss av en hypotetisk plotting av verktøysflate til mål mot brønndybde som et belysende eksempel på en utførelsesform av oppfinnelsen. Fig. 6 viser et lignende tverrsnitt som tverrsnittet i fig. 1 som et belysende eksempel på forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen. Fig. 7A og 7B viser lignende tverrsnitt som tverrsnittene i fig. 4 og 6 som belysende eksempler på andre utførelsesformer av oppfinnelsen. Fig. 8 viser en grafisk fremstilling av verktøysflate til mål mot målt dybde, lignende den hypotetiske plotting i fig. 5, for en del av en borehullsoppmåling utført ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen. Fig. 9 viser en grafisk fremstilling av asimut og avstand mot målt dybde foran en annen del av oppmålingen som er vist i fig. 8. Fig. 10 viser en grafisk fremstilling av verktøysflate mot målverdi for en del av et felt som er testet ifølge utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 11 viser en grafisk fremstilling av en verktøysflate til mål og hellingen av den magnetiske interferensvektor mot målverdi for felttesten som er vist i fig. 10. Fig. 12 viser et tverrsnitt som ligner tverrsnittet i fig. 4, 6, 7A og 7B som et belysende eksempel på ytterlig andre utførelsesformer av oppfinnelsen. Fig. 13 viser et display av en boreplan for en hypotetisk brønnsammenligningsoperasjon. Fig. 14 viser en annen skjematisk fremstilling av en del av MUB-verktøyet i fig. 1 og viser forandringen i asimut mellom de øvre og nedre sensorsett. Fig. 1 viseren utførelsesform avet borehullsverktøy 100 som er anvendelig i forbindelse med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. I fig. 1 er borehulls-verktøyet 100 vist som et verktøy for måling under boring (MUB-verktøy) som omfatter et øvre sensorsett 110 og et nedre sensorsett 120, som er koblet til en bunnhullstreng 150, som for eksempel omfatter et styreverktøy 154 og en borkrone 158. Det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 er anordnet med kjent mellomrom, for eksempel i størrelsesorden på fra 2 til 20 meter. Hvert sensorsett (110 og 120) omfatter minst to (fortrinnsvis tre) innbyrdes ortogonale magnetfeltsensorer, hvor minst én magnetfeltsensor i hvert sett har en kjent orientering i forhold til borehullet, samt tre innbyrdes ortogonale gravitasjons-sensorer. Det vil forstås at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen også kan utøves med et borehullsverktøy som omfatter bare ett eneste sensorsett som har minst to magnetfeltsensorer. Fig. 5 shows a schematic diagram of a hypothetical plotting of tool surface to measure against well depth as an illustrative example of an embodiment of the invention. Fig. 6 shows a similar cross-section to the cross-section in fig. 1 as an illustrative example of different embodiments of the invention. Fig. 7A and 7B show similar cross-sections as the cross-sections in fig. 4 and 6 as illustrative examples of other embodiments of the invention. Fig. 8 shows a graphical presentation of tool surface to measure against measured depth, similar to the hypothetical plotting in fig. 5, for part of a borehole survey carried out according to embodiments of the invention. Fig. 9 shows a graphical representation of azimuth and distance against measured depth in front of another part of the survey which is shown in fig. 8. Fig. 10 shows a graphical presentation of tool surface versus target value for part of a field that has been tested according to embodiments of the present invention. Fig. 11 shows a graphical representation of a tool surface to target and the slope of the magnetic interference vector against target value for the field test shown in fig. 10. Fig. 12 shows a cross-section similar to the cross-section in fig. 4, 6, 7A and 7B as an illustrative example of yet other embodiments of the invention. Fig. 13 shows a display of a drilling plan for a hypothetical well comparison operation. Fig. 14 shows another schematic representation of a part of the MUB tool in fig. 1 and shows the change in azimuth between the upper and lower sensor sets. Fig. 1 shows the embodiment of the borehole tool 100 which can be used in connection with the method according to the invention. In fig. 1, the downhole tool 100 is shown as a tool for measuring while drilling (MUB tool) which comprises an upper sensor set 110 and a lower sensor set 120, which are connected to a bottom hole string 150, which for example includes a control tool 154 and a drill bit 158 The upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 are arranged at known intervals, for example in the order of 2 to 20 meters. Each sensor set (110 and 120) comprises at least two (preferably three) mutually orthogonal magnetic field sensors, where at least one magnetic field sensor in each set has a known orientation in relation to the borehole, as well as three mutually orthogonal gravity sensors. It will be understood that the method according to the invention can also be carried out with a borehole tool which comprises only one single sensor set which has at least two magnetic field sensors.

Det henvises til fig. 2 som viser en skjematisk fremstilling av en del av MUB-verktøyet i fig. 1.1 utførelsesformen som er vist i fig. 1 og 2 omfatter hvert sensorsett tre innbyrdes perpendikulære magnetfeltsensorer hvorav én er orientert stort sett parallelt med borehullet og måler magnetfeltsensorer Bz1 og Bz2 for henholdsvis det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120. Det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 er forbundet med hverandre ved hjelp av en konstruksjon 140 (for eksempel et halvstivt rør, så som en del av en borestreng) som muliggjør bøyning langs dens lengdeakse 50, men mot-står stort sett rotasjon mellom det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 langs lengdeaksen 50. Hvert sett magnetfeltsensorer kan derved betraktes som at det bestemmer et plan Bx og By og en pol Bz slik som vist. Som beskrevet mer detaljert nedenfor krever utførelsesformene av oppfinnelsen typisk bare magnetfeltmålinger i planet for verktøysflaten (Bx og By som vist i fig. 2, som for eksempel tilsvarer et plan 121 i sensorsettet 120). Konstruksjonen 140 mellom det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 kan med fordel være en del av for eksempel et MUB-verktøy som vist ovenfor i fig. 1. Alternativt kan konstruksjonen 140 være en del av stort sett ethvert annet logge- og/eller oppmålingsapparat, så som et ledningstrådoppmålingsverktøy. Reference is made to fig. 2 which shows a schematic representation of a part of the MUB tool in fig. 1.1 the embodiment shown in fig. 1 and 2, each sensor set comprises three mutually perpendicular magnetic field sensors, one of which is oriented largely parallel to the borehole and measures magnetic field sensors Bz1 and Bz2 for the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120, respectively. The upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 are connected to each other by means of a structure 140 (for example, a semi-rigid pipe, such as part of a drill string) which enables bending along its longitudinal axis 50, but largely resists rotation between the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 along the longitudinal axis 50. Each set of magnetic field sensors can thereby be regarded as determining a plane Bx and By and a pole Bz as shown. As described in more detail below, the embodiments of the invention typically only require magnetic field measurements in the plane of the tool face (Bx and By as shown in Fig. 2, which for example corresponds to a plane 121 in the sensor set 120). The construction 140 between the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 can advantageously be part of, for example, a MUB tool as shown above in fig. 1. Alternatively, the construction 140 can be part of virtually any other logging and/or surveying device, such as a wireline surveying tool.

Som beskrevet ovenfor kan utførelsesformer av oppfinnelsen være særlig anvendelige i for eksempel brønnsammenligningsanvendelser (for eksempel avlastingsbrønnboring), slik som vist i fig. 3A og 3B. Generelt henviser dobbelt til anvendelser hvor en brønn bores nær (for eksempel parallelt med) en annen brønn for forskjellige formål. Avlastingsbrønnboring henviser generelt til en operasjon hvor en brønn bores for å avbryte en annen brønn (for eksempel for å hindre en utblåsing). Ikke desto mindre vil termene dobbeltbrønn og avlas-tingsbrønn bli benyttet synonymt og skiftende i denne beskrivelse. I fig. 3A er en bunnhullstreng 150 sparket ut av et foringsrørvindu 178 i et eksisterende borehull 175. "Utsparking" henviser til en hurtig forandring av en borehullsvinkel og kan forbindes med for eksempel boring av et nytt hull fra bunnen eller siden av et eksisterende borehull. For eksempel bores en avlastingsbrønn 177 deretter stort sett parallelt med det eksisterende borehull 175, slik som vist i fig. 3B. I slike anvendelser er det tendens til å være betydelig magnetisk interferens som stråler ut fra det eksisterende borehull 175, for eksempel fra foringsrøret, noe som for eksempel skyldes restmagnetisering fra magnetpartikkelinspeksjons-prosessor. Vanligvis svekkes (avtar) slik magnetisk interferens hurtig når avstanden til det eksisterende borehull øker. Men for eksempel i avlastingsbrønn-anvendelser hvor avstanden mellom avlastingsbrønnen 177 og det eksisterende borehull 175 typisk blir værende liten (for eksempel fra ca. 0,3 til 3 meter) har slik magnetisk interferens tendens til å interferere vesentlig med bestemmelsen av borehullasimut ved anvendelse av konvensjonelle, magnetiske oppmålingsteknikker. Dessuten utføres slike avlastingsbrønnboreanvendelser ofte i nær horisontale brønner (for eksempel for å lede rundt en del av et eksisterende borehull som er blokkert eller har falt sammen). Derved kan konvensjonelle gyroskop- og gravitasjonsasimutoppmålingsmetoder være mindre enn optimale for borehulloppmåling i slike anvendelser. Slik som beskrevet mer detaljert nedenfor ser denne oppfinnelsen hen mot den magnetiske interferens fra en målbrønn (for eksempel eksisterende borehull 175) for å bestemme asimuten til den målte brønn (foreksempel avlastingsbrønnen 177). Oppmåling ifølge den foreliggende oppfinnelse kan derved være nyttig i slike avlastings-brønn- og/eller dobbeltbrønnanvendelser. Andre eksempler på anvendelser kan for eksempel omfatte, men er ikke begrenset til, elvekryssinger hvor en eksisterende brønn følges rundt forskjellige hindringer, tilbakevendings- og/eller brønndrepingsanvendelser, brønnunngåelsesanvendelser samt stort sett enhver anvendelse hvor flere stort sett parallelle brønner er ønskelige (slik som også nyttig ved mineralutvinning og grunnfrysingsanvendelser). As described above, embodiments of the invention can be particularly applicable in, for example, well comparison applications (for example unloading well drilling), as shown in fig. 3A and 3B. In general, double refers to applications where a well is drilled close to (for example, parallel to) another well for different purposes. Offloading well drilling generally refers to an operation where a well is drilled to interrupt another well (for example to prevent a blowout). Nevertheless, the terms double well and relief well will be used synonymously and interchangeably in this description. In fig. 3A is a downhole string 150 kicked out of a casing window 178 in an existing borehole 175. "Kicking out" refers to a rapid change in a borehole angle and can be associated with, for example, drilling a new hole from the bottom or side of an existing borehole. For example, an unloading well 177 is then drilled largely parallel to the existing borehole 175, as shown in fig. 3B. In such applications, there tends to be significant magnetic interference radiating from the existing borehole 175, for example from the casing, which is for example due to residual magnetisation from the magnetic particle inspection processor. Usually, such magnetic interference weakens (decreases) rapidly as the distance to the existing borehole increases. But for example in offloading well applications where the distance between the offloading well 177 and the existing borehole 175 typically remains small (for example from about 0.3 to 3 meters) such magnetic interference tends to interfere significantly with the determination of the borehole azimuth when using conventional magnetic surveying techniques. Also, such relief well drilling applications are often performed in near-horizontal wells (for example, to bypass a section of an existing borehole that is blocked or has collapsed). As a result, conventional gyroscope and gravity azimuth surveying methods may be less than optimal for borehole surveying in such applications. As described in more detail below, this invention looks towards the magnetic interference from a target well (for example existing borehole 175) to determine the azimuth of the measured well (for example the unloading well 177). Surveying according to the present invention can thereby be useful in such unloading well and/or double well applications. Other examples of applications may for example include, but are not limited to, river crossings where an existing well is followed around various obstacles, reversal and/or well kill applications, well avoidance applications as well as pretty much any application where several largely parallel wells are desirable (as well as useful in mineral extraction and ground freezing applications).

Det skal bemerkes at den magnetiske interferens kan stråle ut fra stort sett ethvert punkt eller punkter på målbrønnen. Den kan også ha stort sett enhver feltstyrke og være orientert i stort sett enhver vinkel til målbrønnen, med felt-styrken i en spesiell beliggenhet vanligvis avtagende med avstanden fra målborehullet. Videre er den magnetiske interferens tilbøyelig til å forårsakes av rørformete elementer i målbrønnen, foreksempel foringsrøret, borestrengen, mansjetter og lignende. Den magnetiske interferens som omslutter disse elementer bestemmes av magnetismen (både indusert og permanent) i metallet. Formen på interferensmønsteret påvirkes særlig av homogeniteten i magnetismen og formen på metallelementet. Typisk er magnetismen stort sett homo-gen og formen rotasjonssymmetrisk og rørformet. Gjenstander i et borehull, så som rørseksjoner og lignende, er ofte gjenget sammen under dannelse av en stort sett kontinuerlig sylinder. Derved kan opprinnelsen for enhver magnetisk interferens som stråler ut fra et borehull generelt ansees for å ha sin opp-rinnelse i sylindere derfra. Magnetfeltet som stråler ut fra et slikt borehull (mål-brønn) forårsakes typisk av slike sylindere på en måte som typisk vises av sylindriske magneter. Slik er grunnlaget for de passive innrangeringsteknikker som er beskrevet i ovennevnte McElhinney-patenter. It should be noted that the magnetic interference can radiate from virtually any point or points on the target well. It can also have substantially any field strength and be oriented at substantially any angle to the target well, with the field strength at a particular location usually decreasing with distance from the target borehole. Furthermore, the magnetic interference is prone to be caused by tubular elements in the target well, for example casing, drill string, sleeves and the like. The magnetic interference surrounding these elements is determined by the magnetism (both induced and permanent) in the metal. The shape of the interference pattern is particularly affected by the homogeneity of the magnetism and the shape of the metal element. Typically, the magnetism is largely homogeneous and the shape rotationally symmetrical and tubular. Objects in a borehole, such as pipe sections and the like, are often threaded together to form a largely continuous cylinder. Thereby, the origin of any magnetic interference radiating from a borehole can generally be considered to originate in cylinders from there. The magnetic field radiating from such a borehole (target-well) is typically caused by such cylinders in a manner typically displayed by cylindrical magnets. Such is the basis of the passive ranking techniques described in the above-mentioned McElhinney patents.

Den magnetiske interferens kan måles som en vektor hvis orientering avhenger av målepunktets beliggenhet i magnetfeltet. For å bestemme magnetinter-ferensvektoren i ethvert punkt nede i borehullet må jordens magnetfelt subtra-heres fra den målte magnetfeltvektor. Jordens magnetfelt (som omfatter både størrelses- og retningskomponenter) er typisk kjent fra for eksempel tidligere geologiske oppmålingsdata. Men for noen anvendelser kan det være fordelaktig å måle magnetfeltet i sanntid på stedet i en beliggenhet som er stort sett fri for magnetisk interferens, for eksempel på brønnens overflate eller i en tidligere boret brønn. Måling av magnetfeltet i sanntid er generelt fordelaktig ved at den tar hensyn til tidsavhengig variasjoner i jordens magnetfelt, for eksempel forår-saket av solvinder. Men på visse steder, så som på en borerigg til havs, vil måling av jordens magnetfelt i sanntid kanskje ikke være mulig. I slike tilfeller kan det være å foretrekke å anvende tidligere geologiske oppmålingsdata i kombinasjon med passende interpolering og/eller matematisk modell (data-maskinmodell) rutiner. The magnetic interference can be measured as a vector whose orientation depends on the location of the measuring point in the magnetic field. To determine the magnetic interference vector at any point down the borehole, the earth's magnetic field must be subtracted from the measured magnetic field vector. The Earth's magnetic field (which includes both magnitude and direction components) is typically known from, for example, previous geological survey data. However, for some applications it may be advantageous to measure the magnetic field in real time in situ in a location that is largely free of magnetic interference, such as at the surface of the well or in a previously drilled well. Measuring the magnetic field in real time is generally advantageous in that it takes into account time-dependent variations in the earth's magnetic field, for example caused by solar winds. But in certain locations, such as on an offshore drilling rig, real-time measurement of the Earth's magnetic field may not be possible. In such cases, it may be preferable to use previous geological survey data in combination with suitable interpolation and/or mathematical model (computer-computer model) routines.

Jordens magnetfelt som verktøyet an uttrykkes som følger: The Earth's magnetic field as the tool is expressed as follows:

hvor Mex, Mey og Mez representerer henholdsvis x-, y- og z-komponentene for jordens magnetfelt målt ved borehullsverktøyet, hvor z-komponenten flukter med borehullaksen, He er kjent (eller målt slik som beskrevet ovenfor) og representerer størrelsen på jordens magnetfelt, og D, som også er kjent (eller målt) representerer den lokale magnetiske helling. Inc, Az og R representerer henholdsvis verktøyets inklinasjon, asimut og rotasjon (også kjent som gravita-sjonsverktøysflaten), som for eksempel kan oppnås fra konvensjonelle gravita-sjonsoppmålingsteknikker. Men som beskrevet ovenfor er i forskjellige avlas-tingsbrønnanvendelser, så som i nær horisontale brønner asimutbestemmelse fra konvensjonelle oppmålingsteknikker tilbøyelige til å være upålitelige. I slike anvendelser kan det på grunn av at det målte borehull og målborehullet er stort sett parallelle (dvs. innenfor fra 5 til 10 grader fra å være parallelle), Az-verdiene fra målbrønnen, bestemt for eksempel i en historisk oppmåling, anvendes. where Mex, Mey and Mez represent respectively the x, y and z components of the Earth's magnetic field as measured by the borehole tool, where the z component is aligned with the borehole axis, He is known (or measured as described above) and represents the magnitude of the Earth's magnetic field, and D, which is also known (or measured) represents the local magnetic inclination. Inc, Az and R respectively represent the tool's inclination, azimuth and rotation (also known as the gravity tool face), which can be obtained, for example, from conventional gravity surveying techniques. However, as described above, in various relief well applications, such as in near-horizontal wells, azimuth determination from conventional surveying techniques tends to be unreliable. In such applications, because the measured borehole and the target borehole are largely parallel (ie within 5 to 10 degrees of being parallel), the Az values from the target well, determined for example in a historical survey, can be used.

De magnetiske interferensvektorer kan deretter representeres som følger: The magnetic interference vectors can then be represented as follows:

hvor Mix, Miy og Miz representerer henholdsvis x-, y- og z-komponentene for den magnetiske interferensvektor og Bx, By og Bz representerer som beskrevet ovenfor de målte magnetfeltvektorer i henholdsvis x-, y- og z-retningene. where Mix, Miy and Miz represent respectively the x, y and z components of the magnetic interference vector and Bx, By and Bz represent, as described above, the measured magnetic field vectors in the x, y and z directions respectively.

En fagmann på området vil lett erkjenne at ved bestemmelse av de magnetiske interferensvektorer kan det også være nødvendig å subtrahere andre magnet-feltkomponenter, så som borestreng- og/eller motorinterferens fra borehullet som bores, fra de målte magnetfeltvektorer. Teknikker som tar hensyn til slike andre magnetiske feltkomponenter er velkjente på området. A person skilled in the art will readily recognize that when determining the magnetic interference vectors it may also be necessary to subtract other magnetic field components, such as drill string and/or motor interference from the borehole being drilled, from the measured magnetic field vectors. Techniques that account for such other magnetic field components are well known in the art.

Under henvisning til fig. 4-13 vil utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen beskrives mer detaljert. Det henvises til fig. 4 som viser et tverrsnitt som vist i fig. 3B, hvorved man ser nedad i målborehullet 175. Idet det målte borehull og målborehullet er omtrent parallelle ser man i risset i fig. 4 også stort sett ned i det målte borehull. De magnetiske flukslinjer 202 som stråler ut fra målborehullet 175 er vist slik at de stort sett krysser målborehullet 175 i et punkt T. Derved frembringer en magnetfeltvektor 205, bestemt i det målte borehull 177, for eksempel bestemt ved hjelp av ligningene 1 og 2 ovenfor, en retning fra det målte borehull til målborehullet 175. Idet det målte borehull og målborehullet typisk er stort sett parallelle er bestemmelse av en todimensjonal magnetfeltvektor (for eksempel i planene for de i fig. 2 viste verktøysflater 111 og 121) og en todimensjonal interferensvektor fordelaktig tilstrekkelig for bestemmelse av retningen fra den målte brønn til målbrønnen. Todimensjonale magnetfelt- og interferensvektorer kan bestemmes ifølge ligningene 1 og 2 ved å løse for Mex, Mey, Mix og Miy. Som sådan kan måling av magnetfeltet i to dimensjoner (for eksempel Bx og By) likeledes være tilstrekkelig for bestemmelse av retningen fra den målte brønn til målbrønnen. Ikke desto mindre kan det for visse anvendelser være å foretrekke å måle magnetfeltet i tre dimensjoner. With reference to fig. 4-13, embodiments of the method according to the invention will be described in more detail. Reference is made to fig. 4 which shows a cross-section as shown in fig. 3B, whereby one looks down into the target borehole 175. As the measured borehole and the target borehole are approximately parallel, one sees in the drawing in fig. 4 also mostly down into the measured borehole. The magnetic flux lines 202 radiating from the target borehole 175 are shown so that they generally cross the target borehole 175 at a point T. Thereby, a magnetic field vector 205, determined in the measured borehole 177, for example determined using equations 1 and 2 above, produces a direction from the measured borehole to the target borehole 175. As the measured borehole and the target borehole are typically largely parallel, determination of a two-dimensional magnetic field vector (for example in the planes of the tool faces 111 and 121 shown in Fig. 2) and a two-dimensional interference vector is advantageously sufficient for determining the direction from the measured well to the target well. Two-dimensional magnetic field and interference vectors can be determined according to equations 1 and 2 by solving for Mex, Mey, Mix and Miy. As such, measuring the magnetic field in two dimensions (for example Bx and By) may also be sufficient for determining the direction from the measured well to the target well. Nevertheless, for certain applications it may be preferable to measure the magnetic field in three dimensions.

En verktøysflate-til-målverdi (TFT-verdi) (her også benevnt verktøysflate-til-målvinkel) kan bestemmes fra de magnetiske interferensvektorer som er gitt i ligning 2 som følger: A tool surface-to-target value (TFT value) (here also referred to as tool surface-to-target angle) can be determined from the magnetic interference vectors given in equation 2 as follows:

hvor TFT representerer en verktøysflate-til-målretning (vinkelretning), Mix og Miy representerer henholdsvis x- og y-komponentene for den magnetiske interferensvektor, og Gx og Gy representerer x- og y-komponentene for det målte gravitasjonsfelt (for eksempel gravitasjonsvektorer målt i minst ett av de where TFT represents a tool surface-to-target direction (angular direction), Mix and Miy represent the x and y components of the magnetic interference vector, respectively, and Gx and Gy represent the x and y components of the measured gravity field (for example, gravity vectors measured in at least one of them

første og andre sensorsett 110, 120 i fig. 2). Som vist i fig. 4 indikerer TFT retningen fra den målte brønn 177 til målbrønnen 175. For eksempel viser en TFT på 90°, som vist i fig. 4, at målbrønnen 175 er rett til høyre for den målte brønn 177. En TFT på 270° viser på den annen side at målbrønnen er direkte til venstre for den målte brønn. Videre er ved TFT-verdier på 0 og 180° mål-brønnen 175 henholdsvis direkte over og direkte under den målte brønn 177. Det vil forstås at i visse anvendelser definerer ligning 3 ikke fullstendig retningen fra den målte brønn til målbrønnen 175. Derved kan i slike anvendelser tidligere kunnskap vedrørende den generelle retning fra den målte brønn til målbrønnen (for eksempel oppover, nedover, venstre eller høyre) benyttes i kombinasjon med TFT-verdiene som er bestemt ifølge ligning 3. Alternativt kan forandringer i TFT-verdiene mellom tilgrensende oppmålingspunkter anvendes for å frembringe ytterligere indikasjon om retningen fra den målte brønn 177 til målbrønnen 175. first and second sensor sets 110, 120 in fig. 2). As shown in fig. 4, the TFT indicates the direction from the measured well 177 to the target well 175. For example, a TFT of 90°, as shown in fig. 4, that the target well 175 is directly to the right of the measured well 177. A TFT of 270°, on the other hand, shows that the target well is directly to the left of the measured well. Furthermore, at TFT values of 0 and 180°, the target well 175 is respectively directly above and directly below the measured well 177. It will be understood that in certain applications, equation 3 does not completely define the direction from the measured well to the target well 175. Thereby, in in such applications, previous knowledge regarding the general direction from the measured well to the target well (for example up, down, left or right) is used in combination with the TFT values determined according to equation 3. Alternatively, changes in the TFT values between adjacent survey points can be used to produce further indication of the direction from the measured well 177 to the target well 175.

I visse anvendelser kan bestemmelse av TFT-verdien i to eller flere punkter langs den målte brønn være tilstrekkelige til å styre fortsatt boring av den målte brønn, for eksempel i en retning stort sett parallelt med målbrønnen. Dette er vist skjematisk i fig. 5, som plotter 250 TFT 252 mot brønndybde 254. Datasett 262, 264, 266 og 268 representerer TFT-verdier bestemt på forskjellige brønn-dybder. Hvert datasett, for eksempel datasettet 262, omfatter to datapunkter, A og B, bestemt i en eneste oppmålingsbeliggenhet (stasjon). I datasettet 262 for eksempel er datapunktet A TFT-verdien bestemt fra den magnetiske interferensvektor målt i et øvre sensorsett (for eksempel sensorsettet 110 i fig. 1-3B), og datapunktet B er TFT-verdien bestemt fra den magnetiske interferensvektor målt i det nedre sensorsett (for eksempel sensorsettet 120 i fig. 1-3B), som befinner seg i en eller annen fast avstand (for eksempel fra ca. 1,8 til 18 meter) lenger nede i borehullet enn det øvre sensorsett. Derved kan i hver oppmålingsstasjon (datasettene 262, 264, 266 og 268) to magnetiske interferensvektorer bestemmes. TFT-verdien i hvert datapunkt indikerer retningen til målborehullet fra dette punkt på det målte borehull. I tillegg, og med fordel for MUB-utførelsesformene som omfatter to sensorsett, indikerer sammenligning av A- og B-datapunktene i en gitt oppmålingsstasjon (for eksempel settet 262) den relative boreretning i forhold til målbrønnen i beliggenheten for denne oppmålingsstasjon. Videre kan på grunn av at en borkrone typisk en kjent avstand under det nedre sensorsett TFT-verdien ved borkronen bestemmes ved ekstra-polering av TFT-verdiene fra det øvre og det nedre sensorsett (punktene A og B i fig. 5). In certain applications, determination of the TFT value at two or more points along the measured well may be sufficient to control continued drilling of the measured well, for example in a direction largely parallel to the target well. This is shown schematically in fig. 5, which plots 250 TFT 252 against well depth 254. Data sets 262, 264, 266 and 268 represent TFT values determined at various well depths. Each data set, for example the data set 262, comprises two data points, A and B, determined in a single survey location (station). In data set 262, for example, data point A is the TFT value determined from the magnetic interference vector measured in an upper sensor set (for example, sensor set 110 in Figs. 1-3B), and data point B is the TFT value determined from the magnetic interference vector measured in the lower sensor set (for example the sensor set 120 in Fig. 1-3B), which is located at some fixed distance (for example from about 1.8 to 18 meters) further down the borehole than the upper sensor set. Thereby, in each surveying station (data sets 262, 264, 266 and 268) two magnetic interference vectors can be determined. The TFT value in each data point indicates the direction of the target borehole from this point on the measured borehole. In addition, and to the advantage of the MUB embodiments comprising two sensor sets, comparison of the A and B data points in a given survey station (for example the set 262) indicates the relative drilling direction in relation to the target well in the location of this survey station. Furthermore, because a drill bit is typically a known distance below the lower sensor set, the TFT value at the drill bit can be determined by extrapolating the TFT values from the upper and lower sensor sets (points A and B in Fig. 5).

Fortsatt under henvisning til fig. 4 beskrives datasettene 262, 264, 266 og 268 mer i detalj. I dette hypotetiske eksempel representerer datasettene 262, 264, 266 og 268 oppmålingsstasjoner (beliggenheter) i rekkefølge under en MUB-boreoperasjon og kan derved være atskilt i et kjent intervall (for eksempel ca. 15 meter) i den målte brønn. I datasettet 262 er målbrønnen nedenfor og til høyre for den målte brønn, slik som indikert med TFT-verdiene. I det TFT-verdien i punkt B er nærmere 90° enn verdien i punkt A indikerer datasettet 262 at den målte brønn peker nedover i forhold til målbrønnen. For en bore-operasjon hvor det er tilsiktet å bore den målte brønn parallelt og i samme vertikale dybde som målbrønnen (for eksempel med en TFT-verdi på 90°), vil datasettet 262 indikere at boringen bør fortsette i et tidsrom i omtrent samme retning. Ved datasettet 264 har den målte brønn beveget seg under mål-brønnen slik som indikert med TFT-verdier på under 90°. Lignende TFT-verdier for punktene A og B indikerer at det målte MUB-verktøy (og derfor den målte brønn) peker horisontalt i forhold til målbrønnen. Ved datasettet 266 blir den målte brønn værende under målbrønnen, men peker oppover i forhold til denne. Og ved datasettet 268 er den målte brønn på omtrent samme vertikal dybde som målbrønnen og flukter stort sett med denne vertikalt. Still referring to fig. 4, the data sets 262, 264, 266 and 268 are described in more detail. In this hypothetical example, the data sets 262, 264, 266 and 268 represent survey stations (location units) in sequence during a MUB drilling operation and may thereby be separated by a known interval (for example, about 15 meters) in the measured well. In data set 262, the target well is below and to the right of the measured well, as indicated by the TFT values. In that the TFT value at point B is closer to 90° than the value at point A, the data set 262 indicates that the measured well points downwards in relation to the target well. For a drilling operation where it is intended to drill the measured well parallel and at the same vertical depth as the target well (for example with a TFT value of 90°), the data set 262 will indicate that drilling should continue for a period of time in approximately the same direction . At data set 264, the measured well has moved below the target well as indicated by TFT values of less than 90°. Similar TFT values for points A and B indicate that the measured MUB tool (and therefore the measured well) is pointing horizontally in relation to the target well. At data set 266, the measured well remains below the target well, but points upwards in relation to it. And at data set 268, the measured well is at approximately the same vertical depth as the target well and is largely in line with this vertically.

Selv om verktøysflate-til-målverdier bestemt fra magnetiske interferensvektorer fremskaffer potensielt verdifull retningsinformasjon vedrørende beliggenheten av en målt brønn i forhold til en målbrønn, fremskaffer de ikke alene en indikasjon om avstanden fra den målte brønn til målbrønnen. Ifølge ett aspekt ved den foreliggende oppfinnelse kan TFT-verdiene anvendes sammen med oppmålingsdata fra den målte brønn (for eksempel inklinasjonsverdier) og historiske oppmålingsdata fra målbrønnen, til å bestemme en avstand fra den målte brønn til målbrønnen. I en variant av dette aspekt kan retningen og avstanden fra den målte brønn til målbrønnen deretter benyttes til å bestemme absolutte koordinater og asimutverdier for den målte brønn i forskjellige punkter langs dennes lengde. Although tool face-to-target values determined from magnetic interference vectors provide potentially valuable directional information regarding the location of a measured well relative to a target well, they do not alone provide an indication of the distance from the measured well to the target well. According to one aspect of the present invention, the TFT values can be used together with survey data from the measured well (for example inclination values) and historical survey data from the target well, to determine a distance from the measured well to the target well. In a variant of this aspect, the direction and distance from the measured well to the target well can then be used to determine absolute coordinates and azimuth values for the measured well at different points along its length.

Det henvises nå til fig. 6 som viser et riss ned i borehullet, tilsvarende risset i fig. 4. Det vil erkjennes at for nær horisontale brønner tilsvarer x- og y-retningene i fig. 6 stort sett med horisontale og vertikale retninger i forhold til målbrønnen 175. I første og andre oppmålingspunkter 177, 177' (foreksempel målt i henholdsvis sensorsettet 110 og sensorsettet 120 som vist i fig. 1-3B), er det målte borehull generelt nedenfor og til venstre for målborehullet 175, slik som vist. Som beskrevet ovenfor indikeres dette av at TFT-verdiene TFT1, TFT2 i de to oppmålingspunkter er mindre enn 90°. I det generelle tilfellet som er vist i fig. 6 er den målte brønn 177, 177' ikke helt parallell med målbrønnen 175. Som sådan er den relative beliggenhet av den målte brønn i forhold til målbrønnen 175 (i fig. 6) en funksjon av den målte dybde av den målte brønn (som vist ved den relative forandring i beliggenhet mellom de to brønner i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'). En slik forandring i den relative beliggenhet i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' representeres av Ax og Ay i fig. 6, hvor Ax representerer den relative forandring i horisontal beliggenhet mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' av den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175 (for eksempel stort sett vinkelrett på lengdeaksen for den målte brønn i de første og andre oppmålingspunkter), og Ay representerer den relative forandring i vertikal beliggenhet mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' av den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175. Som beskrevet ovenfor resulterer i mange tilfeller den relative forandring i beliggenheter mellom de to brønner (som definert ved Ax og Ay) i forandring i den målte verktøysflate-til-målverdi, ATFT, mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'. Som beskrevet mer detaljert nedenfor er for visse anvendelser avstandene d1 og d2 fra de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' på den målte brønn til målbrønnen 175 omtrent invers proporsjonal med ATFT. Reference is now made to fig. 6 which shows a view down the borehole, corresponding to the view in fig. 4. It will be recognized that for near horizontal wells the x and y directions in fig. 6 mostly with horizontal and vertical directions in relation to the target well 175. In the first and second measurement points 177, 177' (example measured respectively in the sensor set 110 and the sensor set 120 as shown in Fig. 1-3B), the measured borehole is generally below and to the left of the target borehole 175, as shown. As described above, this is indicated by the fact that the TFT values TFT1, TFT2 in the two measurement points are less than 90°. In the general case shown in fig. 6, the measured well 177, 177' is not completely parallel to the target well 175. As such, the relative location of the measured well in relation to the target well 175 (in Fig. 6) is a function of the measured depth of the measured well (as shown by the relative change in location between the two wells in the first and second measurement points 177, 177'). Such a change in the relative location of the first and second measurement points 177, 177' is represented by Ax and Ay in fig. 6, where Ax represents the relative change in horizontal location between the first and second survey points 177, 177' of the measured well and corresponding points on the target well 175 (for example, largely perpendicular to the longitudinal axis of the measured well in the first and second survey points) , and Ay represents the relative change in vertical location between the first and second survey points 177, 177' of the measured well and corresponding points on the target well 175. As described above, in many cases the relative change in locations between the two wells (as defined at Ax and Ay) in the change in the measured tool surface-to-target value, ATFT, between the first and second measurement points 177, 177'. As described in more detail below, for certain applications the distances d1 and d2 from the first and second measurement points 177, 177' on the measured well to the target well 175 are approximately inversely proportional to ATFT.

Det vil erkjennes at basert på fig. 6 og kjente trigonometriske prinsipper kan avstandene d1 og d2 bestemmes matematisk, for eksempel fra Ax, Ay, TFT1 og TFT2. Fortsatt ved henvisning til fig. 6 og ifølge den pytagoreiske levesetning kan avstandene d1 og d2 uttrykkes matematisk som følger: It will be recognized that based on FIG. 6 and known trigonometric principles, the distances d1 and d2 can be determined mathematically, for example from Ax, Ay, TFT1 and TFT2. Still referring to fig. 6 and according to the Pythagorean theorem, the distances d1 and d2 can be expressed mathematically as follows:

hvor x og y representerer henholdsvis den horisontale avstand fra det første oppmålingspunkt 177 til målbrønnen 175 og den vertikale avstand fra det andre oppmålingspunkt 177' til målbrønnen 175. x og y kan uttrykkes matematisk som følger: where x and y respectively represent the horizontal distance from the first measurement point 177 to the target well 175 and the vertical distance from the second measurement point 177' to the target well 175. x and y can be expressed mathematically as follows:

hvor som beskrevet ovenfor Ax representerer den relative forandring i horisontal beliggenhet mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' i den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175, Ay representerer den relative forandring i den vertikale beliggenhet mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' på den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen, og TFT1 og TFT2 representerer verktøysflate-til-målverdiene i henholdsvis de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'. Som beskrevet mer detaljert nedenfor kan Ax og Ay for eksempel bestemmes fra asimut- og inklinasjons-målinger av den målte brønn og målbrønnen. where, as described above, Ax represents the relative change in horizontal location between the first and second measurement points 177, 177' in the measured well and corresponding points on the target well 175, Ay represents the relative change in the vertical location between the first and second measurement points 177, 177' on the measured well and corresponding points on the target well, and TFT1 and TFT2 represent the tool face-to-target values in the first and second survey points 177, 177' respectively. As described in more detail below, Ax and Ay can for example be determined from azimuth and inclination measurements of the measured well and the target well.

Avstandene d1 og d2 kan alternativt uttrykkes matematisk som følger: The distances d1 and d2 can alternatively be expressed mathematically as follows:

hvor d1, d2, Ax, TFT1 og TFT2 er definert ovenfor. where d1, d2, Ax, TFT1 and TFT2 are defined above.

Som vist mer detaljert nedenfor kan Ax og Ay bestemmes henholdsvis fra asimut- og inklinasjonsverdier av den målte brønn og målbrønnen. For noen boreanvendelser hvor utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse er egnet, har magnetisk interferens tendens til å interferere med bestemmelsen av asimutverdierfor den målte brønn ved anvendelse av konvensjonelle, magnetiske oppmålingsteknikker. I slike anvendelser kan bestemmelse av Ax være problematisk. Derfor kan det i visse anvendelser være fordelaktig å bestemme avstandene d1 og d2 uavhengig av Ax (og derfor uavhengig av asimutverdiene for den målte brønn og målbrønnene). As shown in more detail below, Ax and Ay can be determined respectively from the azimuth and inclination values of the measured well and the target well. For some drilling applications where embodiments of the present invention are suitable, magnetic interference tends to interfere with the determination of azimuth values for the measured well using conventional magnetic surveying techniques. In such applications, determination of Ax can be problematic. Therefore, in certain applications it may be advantageous to determine the distances d1 and d2 independently of Ax (and therefore independently of the azimuth values for the measured well and the target wells).

I forskjellige anvendelser, så som vanlig dobbeltbrønnteknikk og avlastnings-brønnboring, er hensikten med boreoperasjonen å anbringe den målte brønn stort sett parallelt og side ved side med målbrønnen 175. Som beskrevet ovenfor er de målte TFT-verdier for slike anvendelser ca. 90 eller 270° (for eksempel innenfor ca. 45° derav). Det vil erkjennes at i slike anvendelser har relative forandringer i den horisontale beliggenhet mellom den målte brønn og mål-brønnen, Ax, typisk ha en minimal effekt på de målte TFT-verdier (dvs. resulterer i en relativt liten ATFT-verdi for en gitt Ax). Som sådan kan bestemmelse av avstandene d1 og d2 fra oppmålingspunktene 177, 177' i den målte brønn til tilsvarende punkter på målbrønnen 175 utledes ved bare å ta i betraktning relative forandringer i den vertikale beliggenhet, Ay, mellom den målte brønn og målbrønnen. In various applications, such as conventional double well technique and relief well drilling, the purpose of the drilling operation is to place the measured well largely parallel and side by side with the target well 175. As described above, the measured TFT values for such applications are approx. 90 or 270° (for example within about 45° thereof). It will be recognized that in such applications relative changes in the horizontal location between the measured well and the target well, Ax, typically have a minimal effect on the measured TFT values (i.e. result in a relatively small ATFT value for a given Ax). As such, determination of the distances d1 and d2 from survey points 177, 177' in the measured well to corresponding points on the target well 175 can be derived by only taking into account relative changes in the vertical location, Ay, between the measured well and the target well.

Under henvisning til fig. 7a nå kan avstandene d1 og d2 uttrykkes matematisk med hensyn til Ay, TFT1 og TFT2 som følger: With reference to fig. 7a now the distances d1 and d2 can be expressed mathematically with respect to Ay, TFT1 and TFT2 as follows:

hvor som beskrevet ovenfor d1 og d2 representerer avstandene fra den målte brønn til målbrønnen i henholdsvis det første og det andre oppmålingspunkt where, as described above, d1 and d2 represent the distances from the measured well to the target well in the first and second survey points, respectively

177, 177', TFT1 og TFT2 representerer verktøysflate-til-målverdiene i henholdsvis det første og det andre oppmålingspunkt 177, 177', og Ay representerer den relative forandring i vertikal beliggenhet mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' i den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen. 177, 177', TFT1 and TFT2 represent the tool face-to-target values in the first and second survey points 177, 177', respectively, and Ay represents the relative change in vertical location between the first and second survey points 177, 177' in the measured well and corresponding points on the target well.

Under henvisning til fig. 7B kan for visse anvendelser (for eksempel når en målt brønn bores stort sett side ved side med en målbrønn) verktøysflate-til-målverdien antas å være ca. lik 90 eller 270°. Basert på en slik antagelse kan avstandene d1 og d2 alternativt uttrykkes matematisk som følger: hvor som angitt ovenfor ATFT er avstanden mellom verktøysflate-til-målverdiene i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'. Ved relativt små ATFT-verdier (foreksempel når ATFT er mindre enn ca. 30°) kan avstandene d1 og d2 alternativt uttrykkes matematisk som følger: With reference to fig. 7B, for certain applications (for example, when a measured well is drilled largely side by side with a target well) the tool face-to-target value can be assumed to be approx. equal to 90 or 270°. Based on such an assumption, the distances d1 and d2 can alternatively be expressed mathematically as follows: where, as indicated above, ATFT is the distance between the tool surface-to-target values in the first and second measurement points 177, 177'. For relatively small ATFT values (for example when ATFT is less than approx. 30°) the distances d1 and d2 can alternatively be expressed mathematically as follows:

hvor ATFT er i radianenheter. where ATFT is in radian units.

Ligning 9 beskriver med fordel avstand (d1 og d2) fra den målte brønn til mål-brønnen 175 som stort sett proporsjonal med Ay og stort sett inverst proporsjonal med forandringen i verktøysflate-til-målverdi ATFT. Selv om den ikke er generelt anvendelig til alle brønnboreanvendelser (eller sågar til alle dobbeltanvendelser), kan ligning 9 være verdifull for mange anvendelser ved at den fremskaffer relativ enkel operasjonsmessig rettledning vedrørende avstanden fra den målte brønn til målbrønnen. For eksempel er i visse anvendelser, dersom forandringen i verktøysflate-til-målverdi ATFT mellom to oppmålingspunkter er relativt liten (for eksempel mindre enn ca. 5° eller 0,1 radianer), avstanden til målbrønnen minst én størrelsesorden større enn Ay (for eksempel er d1 og d2 ca. en faktor på 10 større enn Ay når ATFT er ca. 5° eller 0,1 radianer). Motsatt, dersom ATFT er relativt stor (for eksempel ca. 30° eller 0,5 radianer) er avstanden til målbrønnen bare marginalt større enn Ay (for eksempel er d1 og d2 en faktor på ca. 2 større enn Ay når ATFT er ca. 30° eller 0,5 radianer). Equation 9 advantageously describes the distance (d1 and d2) from the measured well to the target well 175 as largely proportional to Ay and largely inversely proportional to the change in tool face-to-target value ATFT. Although not generally applicable to all well drilling applications (or even to all dual applications), equation 9 can be valuable for many applications in that it provides relatively simple operational guidance regarding the distance from the measured well to the target well. For example, in certain applications, if the change in tool surface-to-target value ATFT between two survey points is relatively small (for example, less than about 5° or 0.1 radians), the distance to the target well is at least one order of magnitude greater than Ay (for example d1 and d2 are about a factor of 10 larger than Ay when ATFT is about 5° or 0.1 radians). Conversely, if the ATFT is relatively large (for example about 30° or 0.5 radians) the distance to the target well is only marginally greater than Ay (for example d1 and d2 are a factor of about 2 greater than Ay when the ATFT is about 30° or 0.5 radians).

Fortsatt under henvisning til fig. 7A og 7B og ligningene 7-9 kan det sees at avstandene fra de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' i den målte brønn til tilsvarende punkter på målbrønnen uttrykkes matematisk som funk-sjoner av Ay, TFT1 og TFT2. Som beskrevet ovenfor kan TFT1 og TFT2 bestemmes fra magnetisk interferens som stråler ut fra målbrønnen. Ay kan typisk bestemmes fra konvensjonelle oppmålingsdata oppnådd for den målte brønn og/eller fra historiske oppmålingsdata for målbrønnen. I en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse kan Ay bestemmes fra inklinasjonsverdier i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' i den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen. Inklinasjonsverdiene for den målte brønn kan bestem mes via stort sett enhver kjent metode, så som for eksempel via lokale gravitasjonsmålinger, slik som beskrevet mer detaljert nedenfor og i McElhinney-patentene. Inklinasjonsverdiene for målbrønnen er typisk kjent fra en historisk oppmåling, oppnådd for eksempel via gyroskop- eller andre konvensjonelle oppmålingsmetoder i kombinasjon med kjente interpolasjonsteknikker etter behov. Slike inklinasjonsverdier kan benyttes sammen med stort sett enhver kjent løsningsmåte, så som teknikker med minste krumning, krumningsradius, gjennomsnittsvinkel samt balansert tangential teknikk, for å bestemme den relative forandring i vertikal beliggenhet mellom de to brønner, Ay. Ved anvendelse av en slik teknikk kan Ay uttrykkes matematisk som følger: Still referring to fig. 7A and 7B and equations 7-9, it can be seen that the distances from the first and second measurement points 177, 177' in the measured well to corresponding points on the target well are expressed mathematically as functions of Ay, TFT1 and TFT2. As described above, TFT1 and TFT2 can be determined from magnetic interference radiating from the target well. Ay can typically be determined from conventional survey data obtained for the measured well and/or from historical survey data for the target well. In an embodiment of the present invention, Ay can be determined from inclination values in the first and second measurement points 177, 177' in the measured well and corresponding points on the target well. The inclination values for the measured well can be determined via virtually any known method, such as for example via local gravity measurements, as described in more detail below and in the McElhinney patents. The inclination values for the target well are typically known from a historical survey, obtained for example via gyroscope or other conventional survey methods in combination with known interpolation techniques as needed. Such inclination values can be used together with almost any known solution, such as minimum curvature, radius of curvature, average angle and balanced tangential techniques, to determine the relative change in vertical location between the two wells, Ay. Using such a technique, Ay can be expressed mathematically as follows:

hvor AMD representerer forandringen i målt dybde mellom de første og andre oppmålingspunkter, IncMI og lncM2 representerer inklinasjonsverdier for den målte brønn i de første og de andre oppmålingspunkter 177, 177', og IncTI og lncT2 representerer inklinasjonsverdier for målbrønnen i de tilsvarende første og andre punkter. where AMD represents the change in measured depth between the first and second survey points, IncMI and lncM2 represent inclination values for the measured well in the first and second survey points 177, 177', and IncTI and lncT2 represent inclination values for the target well in the corresponding first and second points .

Som beskrevet ovenfor har for mange boreanvendelser hvor utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse er egnet magnetisk interferens fra målbrønnen tendens til å interferere vesentlig med bestemmelsen av asimuten for den målte brønn ved anvendelse av konvensjonelle, magnetiske oppmålingsteknikker. Dessuten utføres slike boreanvendelser ofte i nær horisontale brønner (for eksempel for å lede utenom en del av et eksisterende borehull som har sunket sammen). Derved kan konvensjonelle gyroskop- og gravitasjonsasimutoppmålingsmetoder være mindre enn optimale for borehullsoppmåling i slike anvendelser. Som vist ovenfor i ligningene 7-10 kan avstandene d1 og d2 fra den målte brønn til målbrønnen bestemmes fra TFT1, TFT2, og inklinasjonsverdiene i tilsvarende punkter langs den målte brønn og målbrønnen. Det vil erkjennes at ligningene 7-10 fordelaktig er uavhengig av asimutverdiene for enten den målte brønn eller målbrønnen. Derved er en bestemmelse av asimutverdiene (eller den relative forandring i asimutverdier) ikke nødvendig i bestemmelsen av avstandene d1 og d2. Videre kan som beskrevet mer detaljer nedenfor avstandene d1 og d2 sammen med en historisk oppmåling av målbrønnen anvendes for å bestemme koordinatene for de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' og den lokale asimut for den målte brønn. As described above, for many drilling applications where embodiments of the present invention are suitable, magnetic interference from the target well tends to interfere significantly with the determination of the azimuth for the measured well using conventional magnetic surveying techniques. Moreover, such drilling applications are often carried out in near-horizontal wells (for example, to bypass a part of an existing borehole that has collapsed). As a result, conventional gyroscope and gravity azimuth surveying methods may be less than optimal for borehole surveying in such applications. As shown above in equations 7-10, the distances d1 and d2 from the measured well to the target well can be determined from TFT1, TFT2, and the inclination values at corresponding points along the measured well and the target well. It will be appreciated that equations 7-10 are advantageously independent of the azimuth values for either the measured well or the target well. Thereby, a determination of the azimuth values (or the relative change in azimuth values) is not necessary in the determination of the distances d1 and d2. Furthermore, as described in more detail below, the distances d1 and d2 together with a historical survey of the target well can be used to determine the coordinates for the first and second survey points 177, 177' and the local azimuth for the measured well.

Det vil erkjennes at ifølge ligningene 4-9 krever bestemmelse av avstanden d1 og d2 en relativ forandring i beliggenheten til den målte brønn i forhold til mål-brønnen (for eksempel Ax og/eller Ay), som resulterer i en målbar forandring i verktøysflate-til-målvinkelen (ATFT) mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'. For visse anvendelser hvor den målte brønn er nær parallelt med målbrønnen, kan det være ønskelig leilighetsvis å la banen for den målte brønn avvike i forhold til målbrønnen for å oppnå betydelige forandringer i verktøysflate-til-målverdier (for eksempel ATFT i størrelsesorden noen få grader eller mer). Slikt leilighetsvis avvik av den målte brønns bane kan fordelaktig bedre nøyaktigheten av avstandsbestemmelsen mellom de to brønner. For eksempel kan det i en anvendelse hvor den målte brønn er stort sett parallelt med målbrønnen ved en verktøysflate-til-målvinkel på ca. 90° (dvs. at den målte brønn ligger til høyre for målbrønnen) være ønskelig leilighetsvis å la den målte brønns bane avvike oppover og deretter tilbake nedover i forhold til mål-brønnen. Slikt oppad- og nedad avvik av den målte brønns bane kan resultere i målbare Ay- og ATFT-verdier som med fordel kan benyttes til å beregne avstandsverdier slik som beskrevet ovenfor. It will be recognized that according to equations 4-9, determination of the distance d1 and d2 requires a relative change in the location of the measured well in relation to the target well (for example Ax and/or Ay), which results in a measurable change in tool face- the to-target angle (ATFT) between the first and second measurement points 177, 177'. For certain applications where the measured well is close to parallel to the target well, it may occasionally be desirable to allow the path of the measured well to deviate in relation to the target well in order to achieve significant changes in tool face-to-target values (for example ATFT in the order of a few degrees or more). Such occasional deviations of the measured well's path can advantageously improve the accuracy of the distance determination between the two wells. For example, in an application where the measured well is largely parallel to the target well at a tool surface-to-target angle of approx. 90° (i.e. that the measured well is to the right of the target well) it may occasionally be desirable to let the measured well's path deviate upwards and then back downwards in relation to the target well. Such upward and downward deviation of the measured well's trajectory can result in measurable Ay and ATFT values which can be advantageously used to calculate distance values as described above.

En fagmann på området vil lett forstå at ligningene 4-10 kan skrives på tallrike ekvivalenter eller lignende former. For eksempel kan definisjonene av TFT1 og TFT2 eller symbolene Ax og Ay modifiseres avhengig av kvadranten hvor oppmålingspunktene 177 og 177' befinner seg. I tillegg kan origo i figurene 6-7B være anbrakt i ett av oppmålingspunktene 177 eller 177' istedenfor i mål-brønnen 175. Alle slike modifikasjoner vil forstås å være innenfor rammen av oppfinnelsen. One skilled in the art will readily appreciate that equations 4-10 can be written in numerous equivalent or similar forms. For example, the definitions of TFT1 and TFT2 or the symbols Ax and Ay can be modified depending on the quadrant where the measurement points 177 and 177' are located. In addition, the origin in Figures 6-7B can be placed in one of the measurement points 177 or 177' instead of in the target well 175. All such modifications will be understood to be within the scope of the invention.

Med bestemmelsen av retningen (dvs. TFT eller ATFT) og avstanden, d1 eller d2, fra det målte borehull til målborehullet i forskjellige punkter langs det målte borehull er det mulig å bestemme beliggenheten (dvs. de absolutte koordinater) for disse punkter på det målte borehull basert på historiske oppmålingsdata for målbrønnen. Beliggenheten til oppmålingspunktene 177 og 177' kan gis som følger: With the determination of the direction (ie TFT or ATFT) and the distance, d1 or d2, from the measured borehole to the target borehole at various points along the measured borehole it is possible to determine the location (ie the absolute coordinates) of these points on the measured borehole based on historical survey data for the target well. The location of the survey points 177 and 177' can be given as follows:

hvor PMx1 og PMy1 representerer x- og y-koordinatene i oppmålingspunktet 177, PMx2 og PMy2 representerer x- og y-koordinatene i oppmålingspunktet 177', PTx og PTy representerer x- og y-koordinatene til målbrønnen 175, d1 og d2 representerer avstander fra oppmålingspunktene 177, 177' til målbrønnen 175, og TFT1 og TFT2 representerer verktøysflate-til-målverdier mellom oppmålingspunktene 177 og 177' og målbrønnen 175. Det vil forstås at koordinatene som bestemmes i ligning 11 er i et koordinatsystem som ser ned på mål-brønnens lengdeakse. En fagmann på området vil lett være i stand til å om-danne slike koordinater til ett eller flere konvensjonelle koordinatsystemer, som omfatter for eksempel sann nord-, magnetisk nord-, UTM og andre vanlige koordinatsystemer. where PMx1 and PMy1 represent the x and y coordinates of the survey point 177, PMx2 and PMy2 represent the x and y coordinates of the survey point 177', PTx and PTy represent the x and y coordinates of the target well 175, d1 and d2 represent distances from the survey points 177, 177' of the target well 175, and TFT1 and TFT2 represent tool face-to-target values between the survey points 177 and 177' and the target well 175. It will be understood that the coordinates determined in equation 11 are in a coordinate system that looks down on the target well's longitudinal axis. A person skilled in the art will easily be able to convert such coordinates into one or more conventional coordinate systems, which include, for example, true north, magnetic north, UTM and other common coordinate systems.

Etter at koordinatene er bestemt i oppmålingspunktene 177 og 177' i et konvensjonelt koordinatsystem kan bestemmelse av asimutverdier for det målte borehull bestemmes som følger: After the coordinates have been determined in the survey points 177 and 177' in a conventional coordinate system, determination of azimuth values for the measured borehole can be determined as follows:

hvor AzM representerer en lokal asimut mellom oppmålingspunktene 177 og 177' og Cx1, Cx2, Cy1 og Cy2 representerer x- og y-koordinater i et konvensjonelt koordinatsystem i henholdsvis oppmålingspunkt 177 og oppmålingspunkt 177'. Inklinasjonsverdier kan for eksempel bestemmes fra konvensjonelle oppmålingsmetoder, så som via gravitasjonssensormålinger (slik som beskrevet mer detaljert nedenfor). where AzM represents a local azimuth between survey points 177 and 177' and Cx1, Cx2, Cy1 and Cy2 represent x and y coordinates in a conventional coordinate system in survey point 177 and survey point 177' respectively. Inclination values can, for example, be determined from conventional surveying methods, such as via gravity sensor measurements (as described in more detail below).

Under henvisning til tabell 1 og fig. 8 og 9 diskuteres eksempler på fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ytterligere ved hjelp av et aktuelt eksempel på en felttest. Et MUB-verktøy, lignende det som er beskrevet ovenfor under henvisning til fig. 1, ble anvendt til å styre boring av en avlastningsbrønn stort sett parallelt med og på ca. samme dybde (dvs. stort sett side ved side) som en eksisterende målbrønn. Målbrønnen var stort sett horisontal (hadde en inklina sjon på over 80°) og orientert med en asimut på fra ca. 168 til ca. 173°. Under henvisning til fig. 1 vises en del av et eksempel på oppmåling utført ved en måledybde på fra ca. 4.900 til 5.100 meter. I oppmålingspunkter 1-10 ble gravitasjons- og magnetfeltene målt i øvre og nedre sensorsett. Det øvre sensorsett var anbrakt ca. 4,9 meter over det nedre sensorsett, og oppmålingspunktene var innbyrdes atskilt med ca. 15 meter. Verktøysflate-til-målverdier (TFT-verdier) ble bestemt fra de magnetiske interferensvektorer i hvert oppmålingspunkt. Avstandene fra den målte brønn til målbrønnen ble også målt i forskjellige oppmålingspunkter og ble benyttet til å bestemme absolutte koordinater og asimutverdier i disse punkter på den målte brønn slik som vist. Inklinasjonsverdier for den målte brønn ble bestemt via konvensjonelle gravitasjonsvektormålinger slik som mer detaljert nedenfor. With reference to table 1 and fig. 8 and 9, examples of the method according to the invention are further discussed using a relevant example of a field test. A MUB tool, similar to that described above with reference to fig. 1, was used to control the drilling of a relief well largely parallel to and at approx. same depth (ie mostly side by side) as an existing target well. The target well was largely horizontal (had an inclination of over 80°) and oriented with an azimuth of from approx. 168 to approx. 173°. With reference to fig. 1 shows part of an example of a survey carried out at a measuring depth of from approx. 4,900 to 5,100 meters. In measurement points 1-10, the gravitational and magnetic fields were measured in the upper and lower sensor sets. The upper sensor set was placed approx. 4.9 meters above the lower sensor set, and the measurement points were mutually separated by approx. 15 meters. Tool surface-to-target values (TFT values) were determined from the magnetic interference vectors at each survey point. The distances from the measured well to the target well were also measured at different survey points and were used to determine absolute coordinates and azimuth values at these points on the measured well as shown. Inclination values for the measured well were determined via conventional gravity vector measurements as detailed below.

Det henvises nå til fig. 8 og 9 hvor dataene i tabell 1 diskuteres mer i detalj. Fig. 8 er en plotting av verktøysflate-til-mål mot brønndybde. Som beskrevet ovenfor, under henvisning til fig. 5, indikerer verktøysflate-til-måldataene i fig. 8 retningen fra den målte brønn til målbrønnen i forskjellige punkter langs den målte brønn. Slik som også beskrevet ovenfor vises også retningen den målte brønn peker i forhold til målbrønnen i hver oppmålingsstasjon. For eksempel var i oppmålingsstasjon 2 den målte brønn beliggende over målbrønnen og pekte relativt nedover. Likeledes var i oppmålingsstasjon 6 den målte brønn beliggende omtrent på nivå med målbrønnen og pekte stort sett i nivå med denne. Reference is now made to fig. 8 and 9 where the data in Table 1 are discussed in more detail. Fig. 8 is a plot of tool surface-to-target against well depth. As described above, with reference to fig. 5, indicates the tool face-to-target data in FIG. 8 the direction from the measured well to the target well at different points along the measured well. As also described above, the direction the measured well points in relation to the target well is also shown in each survey station. For example, in surveying station 2, the measured well was located above the target well and pointed relatively downwards. Likewise, in surveying station 6, the measured well was located approximately at the level of the target well and pointed mostly at the same level.

Det henvises til fig. 9 hvor den målte brønns og målbrønnens asimutverdier og avstanden mellom disse verdier er plottet mot målt dybde. Målbrønnens asimutverdier er vist ved 302 og ble oppnådd fra en historisk oppmålings av målbrønnen. Den målte brønns asimutverdier er vist ved 304. Avstandene mellom den målte brønn og målbrønnen er vist ved 306. Tabell 1 ovenfor viser både asimutverdiene for den målte brønn 304 og avstandene 306 mellom den målte brønn og målbrønnen. Disse verdier ble bestemt ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen. Ved målte dybder på fra ca. 4.900 til ca. 5.000 meter var asimutverdiene for den målte brønn og målbrønnen stort sett de samme, noe som indikerer at den målte brønn var stort sett parallell med målbrønnen (noe som er ønskelig for forskjellige avlastningsbrønnanvendelser). Den relativt lille avstand mellom de to brønner (ca. 0,3 meter) bekrefter videre at den målte brønn var nær parallell med målbrønnen. Ved en målt dybde på fra ca. 4.968 meter til ca. 4.983 meter økte den målte brønns asimut til ca. 3° mer enn målbrønnens asimut (ca. 174° i forhold til ca. 171°), noe som indikerer at den målte brønn gled litt ut av parallellen med målbrønnen. Dette bekreftes av den økte avstand mellom de to brønner (opp til ca. 1,5 meter ved en dybde på ca. 4.998 meter). Den målte brønns asimut ble deretter korrigert, basert på dataene fra denne oppmåling, og avstanden mellom de to brønner ble redusert til ca. 0,9 meter (ved en dybde på ca. 5.100 meter). Reference is made to fig. 9 where the azimuth values of the measured well and the target well and the distance between these values are plotted against the measured depth. The target well's azimuth values are shown at 302 and were obtained from a historical survey of the target well. The measured well's azimuth values are shown at 304. The distances between the measured well and the target well are shown at 306. Table 1 above shows both the azimuth values for the measured well 304 and the distances 306 between the measured well and the target well. These values were determined according to embodiments of the invention. At measured depths of from approx. 4,900 to approx. At 5,000 metres, the azimuth values for the measured well and the target well were largely the same, indicating that the measured well was largely parallel to the target well (which is desirable for various relief well applications). The relatively small distance between the two wells (approx. 0.3 metres) further confirms that the measured well was close to parallel with the target well. At a measured depth of from approx. 4,968 meters to approx. 4,983 meters increased the measured well's azimuth to approx. 3° more than the azimuth of the target well (approx. 174° compared to approx. 171°), which indicates that the measured well slipped slightly out of parallel with the target well. This is confirmed by the increased distance between the two wells (up to approx. 1.5 meters at a depth of approx. 4,998 metres). The measured well's azimuth was then corrected, based on the data from this survey, and the distance between the two wells was reduced to approx. 0.9 meters (at a depth of approx. 5,100 meters).

Basert på dataene som er vist i dette eksempel i tabell 1 og fig. 8 og 9 kan det sees at utførelsesformer ifølge denne oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte til boring av en avlastingsbrønn (eller en fremgangsmåte til å bore to brønner) som omfatter anvendelse av oppmålingsteknikkene som er beskrevet her for å styre borestrengen (den målte brønn) i en forutbestemt kurs stort sett parallelt med en målbrønn. For eksempel kan som beskrevet ovenfor en operatør benytte plottinger av verktøysflate-til-målverdier mot brønndybde til å justere boreretningens vertikal komponent. Likeledes kan en sammenligning av asimutverdiene forden målte brønn og målbrønnen benyttes til å justere den asimutale (sideveis) komponent av boreretningen. En slik prosess gjør det mulig å bestemme beliggenheten til en målt brønn i forhold til målbrønnen i stort sett sanntid og muliggjør derved justering av boreretningen mer nøyaktig parallelt med målbrønnen. Based on the data shown in this example in Table 1 and Fig. 8 and 9, it can be seen that embodiments according to this invention include a method for drilling a relief well (or a method for drilling two wells) that includes the use of the surveying techniques described herein to control the drill string (the measured well) in a predetermined course largely parallel to a target well. For example, as described above, an operator can use plots of tool surface-to-target values against well depth to adjust the vertical component of the drilling direction. Likewise, a comparison of the azimuth values for the measured well and the target well can be used to adjust the azimuthal (lateral) component of the drilling direction. Such a process makes it possible to determine the location of a measured well in relation to the target well in largely real time and thereby enables adjustment of the drilling direction more precisely parallel to the target well.

Ved bestemmelse av magnetiske interferensvektorer, verktøysflate-til-målverdier, avstanden mellom den målte brønn og målbrønnen samt den målte brønns asimut kan det være fordelaktig i visse anvendelser å benytte en eller flere teknikker for å minimalisere eller eliminere virkningen av feildata. Atskillige muligheter er tilgjengelige. For eksempel kan det være fordelaktig å anvende statistiske metoder for å eliminere avsidesliggende punkter, for eksempel fjerne punkter som er mer enn et forutbestemt avvik borte fra et tidligere målt punkt. Dersom således for eksempel avstanden mellom to brønner er ca. 0,9 meter i et første oppmålingspunkt, kan en avstand på ca. 7 meter forkastes i et andre oppmålingspunkt. I visse tilfeller kan det også være ønskelig å fjerne individuelle interferensvektorer fra analysen ovenfor. For eksempel kan en interferensvektor fjernes når størrelsen på interferensmagnetfeltvektoren er mindre enn en minimumsterskel (for eksempel 0,001 gauss). When determining magnetic interference vectors, tool surface-to-target values, the distance between the measured well and the target well as well as the azimuth of the measured well, it may be advantageous in certain applications to use one or more techniques to minimize or eliminate the impact of error data. Several options are available. For example, it may be advantageous to use statistical methods to eliminate outlying points, such as distant points that are more than a predetermined deviation away from a previously measured point. If, for example, the distance between two wells is approx. 0.9 meters in a first measurement point, a distance of approx. 7 meters are discarded in a second measurement point. In certain cases, it may also be desirable to remove individual interference vectors from the above analysis. For example, an interference vector may be removed when the magnitude of the interference magnetic field vector is less than a minimum threshold (eg 0.001 gauss).

En alternativ, og også mulig, teknikk for å minimalisere feil og redusere virkningen av feildata er å utføre flere magnetfeltmålinger i hver oppmålingsstasjon. For eksempel kan det utføres magnetfeltmålinger ved flere verktøysflateinn-stillinger (for eksempel ved 0, 90, 180 og 270°) i hver oppmålingsstasjon i det målte borehull. Slik rotasjon av verktøysflaten, mens det utføres individuelle magnetometeravlesninger (dvs. Bx og By) påvirker ikke interferensmagnetfeltet, verktøysflaten-til-målet, avstanden mellom de to brønner eller den målte brønns asimut. An alternative, and also possible, technique to minimize errors and reduce the impact of erroneous data is to perform several magnetic field measurements in each survey station. For example, magnetic field measurements can be carried out at several tool surface settings (for example at 0, 90, 180 and 270°) in each measuring station in the measured borehole. Such rotation of the tool face, while taking individual magnetometer readings (ie Bx and By) does not affect the interference magnetic field, the tool face-to-target, the distance between the two wells or the azimuth of the measured well.

Det henvises nå til fig. 10 som viser en plotting av verktøysflate-til-mål mot målingsnummerfor en felttest hvor en seksjon av magnetisert foringsrør ble anbrakt stort sett horisontalt på bakken som en hypotetisk målbrønn. En hypotetisk, målt brønn ble anbrakt nær ved i en kjent posisjon og orientering i forhold til foringsrøret. Ett sett magnetometre ble anvendt til å måle magnetfeltet i punkter (stasjoner) langs den hypotetiske, målte brønn. Magnetiske interferensvektorer og verdier av verktøysflate-til-mål ble bestemt i hvert punkt som beskrevet ovenfor. I tallrike punkter ble settet av magnetometre dreis til fire distinkte orienteringer (0, 90, 180 og 270°) slik som beskrevet ovenfor. Verdiene av verktøysflate-til-mål bestemt ved hjelp av utførelsesformer av denne oppfinnelse ble sammenlignet med manuelt målte verdier. Fig. 10 viser utmerket overensstemmelse mellom verdiene av verktøysflate-til-mål bestemt ved hjelp av utførelsesformer av de passive innrangeringsteknikker ifølge den foreliggende oppfinnelse og de manuelt målte verdier. Reference is now made to fig. 10 which shows a plot of tool face-to-target versus measurement number for a field test where a section of magnetized casing was placed generally horizontally on the ground as a hypothetical target well. A hypothetical measured well was placed nearby in a known position and orientation relative to the casing. A set of magnetometers was used to measure the magnetic field at points (stations) along the hypothetical measured well. Magnetic interference vectors and tool surface-to-target values were determined at each point as described above. At numerous points, the set of magnetometers was rotated to four distinct orientations (0, 90, 180 and 270°) as described above. The tool face-to-target values determined using embodiments of this invention were compared to manually measured values. Fig. 10 shows excellent agreement between the tool surface-to-target values determined using embodiments of the passive grading techniques of the present invention and the manually measured values.

Fig. 10 viser videre i dette spesielle eksempel at ved mellomavstander (for eksempel fra ca. 0,6 til ca. 6 meter, som er vist i målepunktene 10-50) kan det oppnås meget nøyaktige verdier av verktøysflate-til-mål fra en måling av magnetfeltet i en eneste oppstilling av verktøysflaten. Ved meget små avstander (mindre enn ca. 0,3 eller 0,6 meter, som vist i målepunkter 1-9) eller store avstander (over ca. 6 meter, vist i målepunkter 50-60) kan bestemmelse av gjennomsnittsdata ved dreining av verktøysflaten, selv om den ikke er nød-vendig, bedre nøyaktigheten av verktøysflate-til-mål. Slik bedret nøyaktighet kan være fordelaktig i visse anvendelser hvor en avlastningsbrønns posisjon må være kjent med en relativt høy grad av nøyaktighet. Fig. 10 further shows in this particular example that at intermediate distances (for example from approx. 0.6 to approx. 6 metres, which are shown in measurement points 10-50) very accurate values of tool surface-to-target can be obtained from a measurement of the magnetic field in a single set-up of the tool surface. At very small distances (less than approx. 0.3 or 0.6 metres, as shown in measuring points 1-9) or large distances (over approx. 6 metres, shown in measuring points 50-60) determination of average data by turning the the tool surface, although not necessary, improves tool surface-to-target accuracy. Such improved accuracy can be advantageous in certain applications where the position of a relief well must be known with a relatively high degree of accuracy.

Feildata kan eventuelt identifiseres ved sammenligning av de magnetiske interferensvektorers helling med verdiene av verktøysflate-til-mål (TFT), slik som vist i fig. 11. Den magnetiske interferensvektors helling er teoretisk mindre eller ca. lik TFT. Derved kan oppmålingspunkter hvor den magnetiske interferensvektors helling er større enn TFT muligens være feil. I fig. 11 er TFT og den magnetiske interferensvektors helling plottet mot målingsnummerforfelt-testdataene som er vist i fig. 10. Som vist er hellingsverdiene mindre enn TFT-verdiene med unntagelse av noen få målepunkter (en del av målepunktene 50-60) hvor avstanden mellom den hypotetisk målte brønn og den hypotetiske målbrønn (mer enn ca. 6 meter) og den tilsvarende magnetiske interferensvektor er svak (mindre enn 0,02 gauss). En slik stor avstand og et slikt svakt magnetisk interferensfelt kan i noen tilfeller innføre feil i TFT-verdiene. Error data can possibly be identified by comparing the slope of the magnetic interference vectors with the tool surface-to-target (TFT) values, as shown in fig. 11. The slope of the magnetic interference vector is theoretically less or approx. similar to TFT. As a result, measurement points where the slope of the magnetic interference vector is greater than TFT may possibly be incorrect. In fig. 11, the TFT and magnetic interference vector slope are plotted against the measurement number bias test data shown in FIG. 10. As shown, the slope values are smaller than the TFT values with the exception of a few measurement points (part of measurement points 50-60) where the distance between the hypothetical measured well and the hypothetical target well (more than about 6 meters) and the corresponding magnetic interference vector is weak (less than 0.02 gauss). Such a large distance and such a weak magnetic interference field can in some cases introduce errors into the TFT values.

Igjen under henvisning til fig. 6 og ligningene 4 og 5 ble det vist ovenfor at avstandene d1 og d2 mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' på den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175 kan uttrykkes matematisk som en funksjon av verdiene av verktøysflate-til-mål TFT1 og TFT2 og de relative forandringer i de horisontale Ax og vertikale Ay posisjoner mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' på den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175. Igjen under henvisning til fig. 7A og /b og ligningene 6-8 ble det vist at for visse anvendelser hvor TFT1 og TFT2 er ca. 90 eller 270° (for eksempel innenfor ca. 45° av disse) kan avstandene d1 og d2 alternativt uttrykkes matematisk som en funksjon av Ay, TFT1 og TFT2 (dvs. stort sett uavhengig av Ax). Som beskrevet ovenfor muliggjør en slik alternativ tilnærming fordelaktig bestemmelse av d1 og d2 basert på de målte TFT-verdier (TFT1 og TFT2) og inklinasjonsverdier for den målte brønn og målbrønnen (dvs. uavhengig av asimutverdier som noen ganger er upålitelige i områder med magnetisk interferens). Det skal imidlertid bemerkes at denne alternative tilnærming ikke nødvendigvis er egnet for alle boreanvendelser. Istedenfor kan i noen anvendelser bestemmelse av avstandene d1 og d2 gjøre nødvendig med kjennskap til Ax som beskrevet i ligningene 4 og 5 og vist i fig. 6. Again with reference to fig. 6 and equations 4 and 5, it was shown above that the distances d1 and d2 between the first and second measurement points 177, 177' on the measured well and corresponding points on the target well 175 can be expressed mathematically as a function of the values of tool surface-to-target TFT1 and TFT2 and the relative changes in the horizontal Ax and vertical Ay positions between the first and second measurement points 177, 177' on the measured well and corresponding points on the target well 175. Again with reference to fig. 7A and /b and equations 6-8, it was shown that for certain applications where TFT1 and TFT2 are approx. 90 or 270° (for example within approx. 45° of these) the distances d1 and d2 can alternatively be expressed mathematically as a function of Ay, TFT1 and TFT2 (ie largely independent of Ax). As described above, such an alternative approach advantageously enables the determination of d1 and d2 based on the measured TFT values (TFT1 and TFT2) and inclination values for the measured well and the target well (i.e. independent of azimuth values which are sometimes unreliable in areas of magnetic interference ). However, it should be noted that this alternative approach is not necessarily suitable for all drilling applications. Instead, in some applications, determination of the distances d1 and d2 may require knowledge of Ax as described in equations 4 and 5 and shown in fig. 6.

Som beskrevet ovenfor kan både Ax og Ay bestemmes fra konvensjonelle oppmålingsdata oppnådd for den målte brønn og historisk oppmålingsdata for mål-brønnen. Mens Ay kan bestemmes fra inklinasjonsverdier slik som vist i fig. 10, kan Ax bestemmes fra asimutverdier i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177' i den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen. Asimutverdiene for den målte brønn kan bestemmes ved hjelp av stort sett enhver kjent metode, så som for eksempel ved hjelp av gravitasjons-MUB-verdier, slik som beskrevet mer detaljert nedenfor og i ovennevnte McElhinney-patentskrifter. Asimutverdier for målbrønnen er typisk kjente fra en historisk oppmåling oppnådd for eksempel via gyroskop- eller annen konvensjonell oppmålingsmetodikk i kombinasjon med kjente interpolasjonsteknikker etter behov. Slike asimutverdier kan benyttes sammen med stort sett enhver kjent tilnærming, så som minste krumning, krumningsradius, gjennomsnittsvinkel samt balansert tangent, for å bestemme den relative forandring i horisontal posisjon mellom de to brønner, Ax. Ved å benytte en slik teknikk kan Ax uttrykkes matematisk som følger: As described above, both Ax and Ay can be determined from conventional survey data obtained for the measured well and historical survey data for the target well. While Ay can be determined from inclination values as shown in fig. 10, Ax can be determined from azimuth values in the first and second survey points 177, 177' in the measured well and corresponding points on the target well. The azimuth values for the measured well can be determined using virtually any known method, such as, for example, using gravity MUB values, as described in more detail below and in the above-mentioned McElhinney patents. Azimuth values for the target well are typically known from a historical survey obtained for example via a gyroscope or other conventional survey methodology in combination with known interpolation techniques as needed. Such azimuth values can be used together with almost any known approach, such as minimum curvature, radius of curvature, average angle and balanced tangent, to determine the relative change in horizontal position between the two wells, Ax. By using such a technique, Ax can be expressed mathematically as follows:

hvor AMD representerer forandringen i målt dybde mellom det første og det andre oppmålingspunkt, AziM1 og AziM2 representerer asimutverdier for den målte brønn i de første og andre oppmålingspunkter 177, 177', og AziT1 og AziT2 representerer asimutverdier for målbrønnen i tilsvarende første og andre punkter. where AMD represents the change in measured depth between the first and second survey points, AziM1 and AziM2 represent azimuth values for the measured well in the first and second survey points 177, 177', and AziT1 and AziT2 represent azimuth values for the target well in corresponding first and second points.

I visse av anvendelsene ovenfor kan intensjonen med boreoperasjonen være å anbringe den målte brønn stort sett over eller under målbrønnen 175 (fig. 6) eller å passere over eller under målbrønnen 175. Som beskrevet ovenfor er de målte TFT-verdier for slike anvendelser ca. 0 eller 180° (for eksempel innenfor ca. 45° av disse). Det vil erkjennes at slike anvendelser har relative forandringer i den vertikale posisjon, Ay, mellom den målte brønn og målbrønnen typisk en minimal effekt på de målte TFT-verdier (dvs. resulterer i en relativt liten ATFT-verdi for en gitt Ay). Som sådan kan for disse anvendelser bestemmelse av avstandene d1 og d2 fra oppmålingspunktene 177, 177' i den målte brønn til tilsvarende punkter på målbrønnen 175 avledes ved betraktning av bare relative forandringer i den horisontale posisjon, Ax, mellom den målte brønn og mål-brønnen. In certain of the above applications, the intention of the drilling operation may be to place the measured well largely above or below the target well 175 (Fig. 6) or to pass above or below the target well 175. As described above, the measured TFT values for such applications are approx. 0 or 180° (for example within approx. 45° of these). It will be recognized that such applications typically have a minimal effect on the measured TFT values relative changes in the vertical position, Ay, between the measured well and the target well (ie result in a relatively small ATFT value for a given Ay). As such, for these applications, determination of the distances d1 and d2 from survey points 177, 177' in the measured well to corresponding points on the target well 175 can be derived by considering only relative changes in the horizontal position, Ax, between the measured well and the target well .

Under henvisning til fig. 12 kan avstandene d1 og d2 uttrykkes matematisk med hensyn til Ax, TFT1 og TFT2 som følger: With reference to fig. 12, the distances d1 and d2 can be expressed mathematically with respect to Ax, TFT1 and TFT2 as follows:

Som beskrevet ovenfor under henvisning til fig. 6-8 kan ligning 14 uttrykkes alternativt for anvendelser hvor den målte brønn er stort sett parallell med og ovenfor eller under målbrønnen 175. I slike tilfeller kan d1 og d2 angis tilnærmet som følger: As described above with reference to fig. 6-8, equation 14 can be expressed alternatively for applications where the measured well is largely parallel to and above or below the target well 175. In such cases, d1 and d2 can be stated approximately as follows:

hvor som beskrevet ovenfor Ax representerer den relative forandring i horisontal posisjon mellom de første og andre oppmålingspunkter 177,177' i den målte brønn og tilsvarende punkter på målbrønnen 175 og ATFT representerer forandringen i TFT-verdi mellom de første og andre oppmålingspunkter 177, 177'. Tilsvarende til den ovenfor beskrevne ligning 9 beskriver ligning 15 på fordelaktig måte avstanden (d1 og d2) fra den målte brønn til målbrønnen 175 som where, as described above, Ax represents the relative change in horizontal position between the first and second measurement points 177,177' in the measured well and corresponding points on the target well 175 and ATFT represents the change in TFT value between the first and second measurement points 177, 177'. Corresponding to the equation 9 described above, equation 15 advantageously describes the distance (d1 and d2) from the measured well to the target well 175 as

stort sett proporsjonal med Ax og stort sett invers proporsjonal med forandringen i verdien av verktøysflate-til-mål, ATFT. Selv om den ikke er generelt anvendelig på alle brønnboreanvendelser (eller sågar alle dobbeltanvendelser) kan ligning 15 være anvendelig i visse eksempler på anvendelser ved at den fremskaffer relativ enkel driftsrettledning når det gjelder avstanden fra den målte brønn til målbrønnen. largely proportional to Ax and largely inversely proportional to the change in the value of tool surface-to-target, ATFT. Although it is not generally applicable to all well drilling applications (or even all dual applications), equation 15 may be applicable in certain examples of applications in that it provides relatively simple operational guidance regarding the distance from the measured well to the target well.

Prinsippene ved utførelsesformer av denne oppfinnelse sørger på fordelaktig måte for planlegging av forskjellige brønnboreanvendelser, så som anvendelser ved dobbeltbrønner og/eller avlastingsbrønner, hvor en målt brønn passerer i føleområdet for magnetisk fluks for en målbrønn. Slik planlegging kan for eksempel på fordelaktig måte fremskaffe forventete verdier av verktøysflate-til-mål (også benevnt lager) og avstander (også benevnt område) mellom den målte brønn og målbrønnen som en funksjon av målt dybde. Under henvisning til fig. 13 vises et eksempel på en utførelsesform av en boreplan 400 for en hypotetisk dobbeltbrønnoperasjon. Displayet kan for eksempel omfatte en konvensjonell plan 403 og snitt 405 av den målte brønn 277 og målbrønnen 275. Displayet kan for eksempel også omfatte et riss 401 av en sylinder som beveger seg ned i gjennom målbrønnen, hvor risset tilsvarer rissene som er vist i fig. 4, 6, 7A, 7B og 12, samt plottinger av verdier 407 for verktøysflate-til-mål samt avstander 409 fra den målte brønn til målbrønnen. The principles of embodiments of this invention advantageously provide for the planning of various well drilling applications, such as applications in double wells and/or unloading wells, where a measured well passes in the magnetic flux sensing area of a target well. Such planning can, for example, advantageously provide expected values of tool surface-to-target (also called bearing) and distances (also called area) between the measured well and the target well as a function of measured depth. With reference to fig. 13 shows an example of an embodiment of a drilling plan 400 for a hypothetical double well operation. The display may, for example, comprise a conventional plan 403 and section 405 of the measured well 277 and the target well 275. The display may, for example, also comprise a view 401 of a cylinder moving down through the target well, where the view corresponds to the views shown in fig. . 4, 6, 7A, 7B and 12, as well as plots of values 407 for tool surface-to-target as well as distances 409 from the measured well to the target well.

I begynnelsen av den viste hypotetiske operasjon er den målte brønn stort sett parallell med og til høyre for målbrønnen (med en vinkel mellom verktøysflate og mål på ca. 260° og en avstand til målbrønnen på ca. 3 meter ved en målt dybde på ca. 4.846 meter. Intensjonen med boreoperasjonen er å bli værende stort sett parallell med målbrønnen i flere hundre meter før det krysses over og beveger seg nedover og til venstre for målbrønnen. I det planeksempelet som er vist blir verdien av verktøysflate-til-mål værende stort sett uforandret til en målt dybde på ca. 4.938 meter. Den målte brønn bygges deretter svakt opp og krysser over målbrønnen slik som vist i sylinderen 401 som beveger seg. Ved en målt dybde på ca. 5.100 meter beveger i boreplanen den målte brønn seg nedover og til venstre bort fra målbrønnen slik som vist og gjør en nærmeste tilnærming til målbrønnen i et område (en avstand) på ca. 0,9 meter ved et lager (TFT) på ca. 120°. Det vil erkjennes at boreplanen og displayet som er vist i fig. At the beginning of the hypothetical operation shown, the measured well is largely parallel to and to the right of the target well (with an angle between tool surface and target of approx. 260° and a distance to the target well of approx. 3 meters at a measured depth of approx. 4,846 meters. The intention of the drilling operation is to remain largely parallel to the target well for several hundred meters before crossing over and moving down and to the left of the target well. In the plan example shown, the tool face-to-target value remains largely unchanged to a measured depth of approximately 4,938 meters. The measured well then builds up slightly and crosses over the target well as shown in moving cylinder 401. At a measured depth of approximately 5,100 meters in the drill plan, the measured well moves down and to the left away from the target well as shown and make a closest approach to the target well at an area (a distance) of approximately 0.9 meters at a bearing (TFT) of approximately 120° It will be acknowledged that the drill plan and display as e r shown in fig.

13 bare er eksempler og at tallrike variasjoner av disse er tilgjengelige innenfor rammen av oppfinnelsen. For eksempel kan det alternativt og/eller i tillegg vises displayer som omfatter inklinasjon, asimut og relative forandringer i den horisontale og vertikale posisjon av den målte brønn i forhold til målbrønnen. 13 are only examples and that numerous variations of these are available within the scope of the invention. For example, displays can alternatively and/or additionally be shown that include inclination, azimuth and relative changes in the horizontal and vertical position of the measured well in relation to the target well.

Utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan også anvendes i kombinasjon med andre oppmålingsteknikker. Foreksempel kan i anvendelser hvor målbrønnens inklinasjon er mindre enn ca. 80° gravitasjonsasimutmetoder (også benevnt som gravitasjons-MUB), så som de som beskrevet i McElhinney-patentskriftene med fordel benyttes til å bestemme borehullasimutverdier i nærvær av magnetisk interferens. Slike gravitasjons-MUB teknikker er velegnet for anvendelse sammen med utførelsesformene av oppfinnelsen og kan med fordel benyttes til å bestemme Ax slik som beskrevet ovenfor. Alternativt og/eller i tillegg kan magnetfeltmålingene benyttes til å bestemme magnetiske asimutverdier ved hjelp av kjente metoder. Slike magnetiske asimutverdier kan med fordel benyttes i punkter langs den målte brønn hvor den magnetiske interferens er lav, for eksempel nær en målbrønn som er blitt tilstrekkelig avmagneti-sert. 1 US-patentsøknad 10/369.353 beskrives fremgangsmåter til bestemmelse av asimut via gravitasjons- og magnetfeltmålinger under anvendelse av for eksempel MUB-verktøy, så som det som er vist i fig. 1. Under henvisning til fig. 2 og 14 (fig. 14 er tatt fra ovennevnte Amerikanske patentsøknad 10/369.353) er det nedre sensorsett 120 beveget i forhold til det øvre sensorsett 110 (ved hjelp av den bøyelige konstruksjon 140), noe som resulterer i en forandring av asimut (angitt som "deltaasimut" i fig. 14). De etterfølgende ligninger viser hvor-dan den ovenfor beskrevne metodikk kan oppnås. Legg merke til at denne ana-lyse antar at det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 er rotasjons-messig faste i forhold til hverandre. Embodiments of the present invention can also be used in combination with other surveying techniques. For example, in applications where the inclination of the target well is less than approx. 80° gravity azimuth methods (also referred to as gravity MUB), such as those described in the McElhinney patents are advantageously used to determine borehole azimuth values in the presence of magnetic interference. Such gravity-MUB techniques are suitable for use together with the embodiments of the invention and can be advantageously used to determine Ax as described above. Alternatively and/or in addition, the magnetic field measurements can be used to determine magnetic azimuth values using known methods. Such magnetic azimuth values can advantageously be used at points along the measured well where the magnetic interference is low, for example near a target well that has been sufficiently demagnetized. 1 US patent application 10/369,353 describes methods for determining azimuth via gravity and magnetic field measurements using, for example, MUB tools, such as that shown in fig. 1. With reference to fig. 2 and 14 (Fig. 14 is taken from the above-mentioned US Patent Application 10/369,353), the lower sensor set 120 is moved relative to the upper sensor set 110 (by means of the flexible structure 140), resulting in a change of azimuth (indicated as "delta azimuth" in Fig. 14). The following equations show how the methodology described above can be achieved. Note that this analysis assumes that the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 are rotationally fixed relative to each other.

Borehullsinklinasjonen (Inc1 og Inc2) kan beskrives i henholdsvis det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120 som følger: The borehole inclination (Inc1 and Inc2) can be described respectively in the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120 as follows:

hvor G representerer en gravitasjonssensormåling (foreksempel en gravita-sjonsvektormåling), x, y og z refererer til flukting langs henholdsvis x-, y- og z-aksene, og 1 og 2 refererer til henholdsvis det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120. Derved er for eksempel Gx1 en gravitasjonssensormåling langs x-aksen tatt med det øvre sensorsett 110. En fagmann på området vil lett erkjenne at gravitasjonsmålingene kan representeres i enhetsvektorform, og følgelig representerer Gx1, Gy1, etc. retningskomponenter av dem. Borehullasimuten i det nedre sensorsett 120 kan beskrives som følger: hvor referanseasimuten er asimutverdien i det øvre sensorsett 110, og hvor: where G represents a gravity sensor measurement (for example, a gravity vector measurement), x, y, and z refer to displacement along the x, y, and z axes, respectively, and 1 and 2 refer to the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120, respectively. Thereby, for example, Gx1 is a gravity sensor measurement along the x-axis taken with the upper sensor set 110. A person skilled in the art will readily recognize that the gravity measurements can be represented in unit vector form, and consequently Gx1, Gy1, etc. represent directional components thereof. The borehole azimuth in the lower sensor set 120 can be described as follows: where the reference azimuth is the azimuth value in the upper sensor set 110, and where:

I andre utførelsesformer kan ligning 19 alternativt uttrykkes som følger: In other embodiments, equation 19 can alternatively be expressed as follows:

Ved å benytte forbindelsene ovenfor kan det etableres en oppmålingsmetodikk hvor første og andre gravitasjonssensorsett (for eksempel akselerometersett) anbringes for eksempel i en borestreng. Som angitt ovenfor er det kjent at oppmåling på denne måte er anvendelig og er beskrevet i US-patentskrift 6.480.119. For å benytte denne metodikk er det imidlertid nødvendig med en retningssammenkoblingsreferanse, dvs. en asimutreferanse, i begynnelsen av en oppmåling. De etterfølgende oppmålinger kjederefereres deretter til sammenkoblingsreferansen. Dersom for eksempel et nytt oppmålingspunkt (heretter også benevnt oppmålingsstasjon) har en deltaasimut på 2,51 ° adderes denne konvensjonelt til det foregående oppmålingspunkt (for eksempel 183,40°) slik at det gis en ny asimut (dvs. borehullasimut) på 185,91°. Et etterfølgende oppmålingspunkt som haren deltaasimut på 1,17° adderes igjen til det foregående oppmålingspunkt, noe som gir en ny asimut på 187,08°. By using the connections above, a measurement methodology can be established where first and second gravity sensor sets (for example accelerometer sets) are placed, for example, in a drill string. As indicated above, it is known that measuring in this way is applicable and is described in US patent 6,480,119. In order to use this methodology, however, a directional connection reference, i.e. an azimuth reference, is necessary at the beginning of a survey. The subsequent measurements are then chain-referenced to the connection reference. If, for example, a new survey point (hereafter also referred to as a survey station) has a delta azimuth of 2.51°, this is conventionally added to the previous survey point (for example 183.40°) so that a new azimuth (i.e. borehole azimuth) of 185, 91°. A subsequent survey point that has a delta azimuth of 1.17° is added back to the previous survey point, which gives a new azimuth of 187.08°.

Dersom det nye oppmålingspunkt ikke er nøyaktig skilleavstanden mellom de to sensorpakker pluss dybden av det foregående oppmålingspunkt erkjennes det ifølge kjent teknikk at ekstrapolasjon eller interpolasjon kan benyttes for å bestemme referanseasimuten. Men ekstrapolasjons- og interpolasjonsteknikker medfører risiko for innføring av feil i oppmålingsresultatene. Disse feil kan bli betydelige når lange referansekjeder er nødvendige. Det foretrekkes derfor vanligvis å måle opp med intervaller som er like skilleavstanden mellom sensorsettene, noe som har tendens til å øke tiden og kostnaden som er nødvendige for å utføre en pålitelig oppmåling, særlig når skilleavstanden er relativt liten (for eksempel ca. 9 meter). Det er derfor ønskelig å øke den ovenfor beskrevne oppmålingsteknikk nede i borehullet med supplerende referanser for derved å redusere (eventuelt eliminere i noen anvendelser) behovet for sammenkoblings-referanseangivelse. If the new measurement point is not exactly the separation distance between the two sensor packages plus the depth of the previous measurement point, it is recognized according to known techniques that extrapolation or interpolation can be used to determine the reference azimuth. But extrapolation and interpolation techniques carry the risk of introducing errors into the survey results. These errors can become significant when long reference chains are required. It is therefore usually preferred to measure at intervals equal to the separation distance between the sensor sets, which tends to increase the time and cost necessary to carry out a reliable measurement, especially when the separation distance is relatively small (for example, about 9 meters) . It is therefore desirable to increase the above-described surveying technique down the borehole with supplementary references in order to thereby reduce (possibly eliminate in some applications) the need for interconnection reference indication.

Fra US-patentsøknad 10/369.353 er det kjent en fremgangsmåte hvor det anvendes supplerende referansedata i borehulloppmålingsanvendelser. De supplerende referansedata kan være i stort sett enhver egnet form, for eksempel frembrakt ved hjelp av ett eller flere magnetometre og/eller gyroskoper. Med fortsatt henvisning til fig. 2 og 14 er i én utførelsesform de supplerende referansedata i form av supplerende magnetometermålinger oppnådd i det øvre sensorsett 110. Referanseasimutverdien i det øvre sensorsett 110 kan representeres matematisk under anvendelse av de supplerende magnetometerdata som følger: From US patent application 10/369,353, a method is known in which supplementary reference data is used in borehole surveying applications. The supplementary reference data can be in basically any suitable form, for example produced by means of one or more magnetometers and/or gyroscopes. With continued reference to fig. 2 and 14 are in one embodiment the supplementary reference data in the form of supplementary magnetometer measurements obtained in the upper sensor set 110. The reference azimuth value in the upper sensor set 110 can be represented mathematically using the supplementary magnetometer data as follows:

hvor Bx1, By1 og Bz1 representerer de målte magnetfeltavlesninger i x-, y- og z-retningene i det øvre sensorsett 110 (for eksempel ved hjelp av magnetometeravlesninger). Borehullasimuten i det nedre sensorsett 120 kan representeres som følger: hvor Beta er gitt med ligning 20 og Inc1 og Inc2 er gitt med ligningene henholdsvis 16 og 17 slik som beskrevet ovenfor. Som også beskrevet ovenfor kan i andre utførelsesformer ligning 22 uttrykkes som følger: where Bx1, By1 and Bz1 represent the measured magnetic field readings in the x, y and z directions in the upper sensor set 110 (for example using magnetometer readings). The borehole azimuth in the lower sensor set 120 can be represented as follows: where Beta is given by equation 20 and Inc1 and Inc2 are given by equations 16 and 17 respectively as described above. As also described above, in other embodiments equation 22 can be expressed as follows:

Det vil erkjennes at i arrangementet ovenfor, hvor det øvre sensorsett 110 (fig. 1-3B) omfatter et sett magnetometre bare er et eksempel. Magnetometersett kan likeledes være anordnet i det nedre sensorsett 120. For noen anvendelser, slik som beskrevet mer detaljert nedenfor, kan det være fordelaktig å anvende magnetometermålinger i både det øvre sensorsett 110 og det nedre sensorsett 120. Gyroskoper, eller andre retningsavfølende anordninger, kan også anvendes for å oppnå supplerende referansedata i enten det øvre sensorsett 110 eller det nedre sensorsett 120. It will be appreciated that in the above arrangement, where the upper sensor set 110 (Figs. 1-3B) includes a set of magnetometers is only an example. Magnetometer sets may also be provided in the lower sensor set 120. For some applications, as described in more detail below, it may be advantageous to use magnetometer measurements in both the upper sensor set 110 and the lower sensor set 120. Gyroscopes, or other direction-sensing devices, may also is used to obtain supplementary reference data in either the upper sensor set 110 or the lower sensor set 120.

Det vil også erkjennes at diskusjonen ovenfor vedrører det generaliserte tilfellet hvor hvert sensorsett fremskaffer tre gravitasjonsvektormålinger, dvs. i x-, y- og z-retningene. Det vil imidlertid også erkjennes at det er mulig å bare ta to gravitasjonsvektormålinger, så som for eksempel bare i x- og y-retningene, og å løse for den tredje vektor under anvendelse av eksisterende kunnskap om det totale gravitasjonsfelt i området. Likeledes er det i fravær av magnetisk interferens mulig å bare ta to magnetfeltmålinger og å løse for den tredje under anvendelse av eksisterende kunnskap om det totale magnetfelt i området. It will also be appreciated that the above discussion relates to the generalized case where each sensor set provides three gravity vector measurements, ie in the x, y and z directions. However, it will also be recognized that it is possible to only take two gravity vector measurements, such as for example only in the x and y directions, and to solve for the third vector using existing knowledge of the total gravitational field in the area. Likewise, in the absence of magnetic interference, it is possible to only take two magnetic field measurements and to solve for the third using existing knowledge of the total magnetic field in the area.

Selv om de passive innrangeringsteknikker som er beskrevet her bare krever ett eneste magnetometersett (for eksempel anbrakt i det øvre sett som i eksempelet ovenfor), vil det erkjennes at passiv innrangering kan økes ytterligere ved anvendelse av et andre sett magnetometre (dvs. et første sett magnetometre i det øvre sensorsett og et andre sett magnetometre i det nedre sensorsett). Anvendelsen av to sett magnetometre sammen med de tilknyttete akselerometre bedrer typisk datatetthet (dvs. flere oppmålingspunkter per lengdeenhet av den målte brønn), slik som vist i de ovenfor beskrevne eksempler reduserer tiden som er nødvendig for å samle passive innrangeringsvektordata, øker kvalitetssikringen av de gene-rerte data og bygger inn redundans. Although the passive array techniques described herein require only a single set of magnetometers (eg, placed in the upper set as in the example above), it will be recognized that passive array can be further increased by the use of a second set of magnetometers (ie, a first set magnetometers in the upper sensor set and a second set of magnetometers in the lower sensor set). The use of two sets of magnetometers together with the associated accelerometers typically improves data density (i.e. more survey points per unit length of the measured well), as shown in the examples described above, reduces the time required to collect passive ranking vector data, increases the quality assurance of the -rated data and builds in redundancy.

Det vil forstås at aspektene og trekkene ved den foreliggende oppfinnelse kan utformes som logikk som kan representeres som instruksjoner bearbeidet av for eksempel en datamaskin, en mikroprosessor, maskinvare, firmware, programmer-bar krets eller enhver annen behandlingsanordning som er kjent på området. Tilsvarende kan logikken virkeliggjøres på programvare som er egnet til å realiseres ved hjelp av en prosessor, slik det også er velkjent på området. Oppfinnelsen er ikke begrenset i dette henseende. Programvaren, firmware og/eller behandlingsanordning kan for eksempel anbringes på for eksempel en borehullsenhet i form av et kretskort, om bord i en sensordel eller en MUB/LUB-del. Alternativt kan behand-lingssystemet være på overflaten og utformet for å behandle data sendt til overflaten ved hjelp av sensorsett via et telemetri- eller dataoverføringssystem, noe som også er velkjent på området. Elektronisk informasjon, så som logikk, programvare eller målte eller behandlete data kan lagres i minnet (flyktig eller ikke-flyktig) eller i konvensjonelle elektroniske datalagringsanordninger, slik det er velkjent på området. It will be understood that the aspects and features of the present invention can be designed as logic that can be represented as instructions processed by, for example, a computer, a microprocessor, hardware, firmware, programmable circuit or any other processing device known in the field. Correspondingly, the logic can be implemented on software that is suitable to be implemented using a processor, as is also well known in the field. The invention is not limited in this respect. The software, firmware and/or processing device can, for example, be placed on, for example, a borehole unit in the form of a circuit board, on board a sensor part or a MUB/LUB part. Alternatively, the processing system can be on the surface and designed to process data sent to the surface using sensor sets via a telemetry or data transmission system, which is also well known in the field. Electronic information, such as logic, software, or measured or processed data may be stored in memory (volatile or non-volatile) or in conventional electronic data storage devices, as is well known in the art.

For tiden foretrekkes det å velge sensorene og sensorsettene som det refereres til her, så som akselerometre og magnetometre, blant kommersielt tilgjengelige sensoranordninger som er velkjente på området. Egnete akselerometerpakker for anvendelse i tjeneste som beskrevet her omfatter for eksempel del nummer 979-0273-001 som er kommersielt tilgjengelig fra Honeywell, og del nummer JA-5H175-1 som er kommersielt tilgjengelig fra Japan Aviation Electronics Industry, Ltd. (JAE). Egnete magnetometerpakker er kommersielt tilgjengelige bestilt med navn fra MicroTesla, Ltd. eller under handelsnavnet "Tensor" fra Reuters Stokes, Inc. Det vil forstås at de ovennevnte kommersielle sensorpakker bare identifiseres som eksempel og at oppfinnelsen ikke er begrenset til noen spesiell anvendelse av kommersielt tilgjengelige sensorer. Currently, it is preferred to select the sensors and sensor sets referred to herein, such as accelerometers and magnetometers, from among commercially available sensor devices well known in the art. Suitable accelerometer packages for use in service as described herein include, for example, part number 979-0273-001 commercially available from Honeywell, and part number JA-5H175-1 commercially available from Japan Aviation Electronics Industry, Ltd. (YES). Suitable magnetometer packages are commercially available ordered by name from MicroTesla, Ltd. or under the trade name "Tensor" of Reuters Stokes, Inc. It will be understood that the above commercial sensor packages are identified by way of example only and that the invention is not limited to any particular application of commercially available sensors.

Selv om den foreliggende oppfinnelse og dens fordeler er blitt beskrevet i detalj skal det forstås at forskjellige forandringer, substitusjoner og endringer kan gjøres her uten å avvike fra ånden og rammen av oppfinnelsen slik som denne er definert i de etterfølgende patentkrav. Although the present invention and its advantages have been described in detail, it is to be understood that various changes, substitutions and changes may be made herein without departing from the spirit and scope of the invention as defined in the following patent claims.

Claims

1. Method for measuring a borehole, comprising a) provision of a borehole tool (100) comprising first and second magnetic field measuring devices (110,120) which are placed in corresponding first and second positions in the borehole, whereby the first and second positions are chosen to be in the sensing area for magnetic flux from an underground target structure, b) measurement of local magnetic fields in the first and second positions using corresponding first and second magnetic field measuring devices (110,120), c) processing of (1) the local magnetic fields at the first and second positions , and (2) a reference magnetic field to determine a portion of the local magnetic fields attributed to the subsurface target structure, characterized by) generating interference magnetic field vectors in the first and second positions from the part of the local magnetic fields attributed to the underground target structure, e) processing the interference magnetic field vectors to determine an angle between the tool face and the target in the first and second positions, whereby the angle between the tool face and the target represents a corresponding direction from each of the first and second positions to the underground target structure, and f) processing the angles between the tool face and the target in the first and second positions to determine a local direction of the borehole relative to the underground target structure.

2. Method in accordance with claim 1, characterized in that the underground target structure is a lined borehole.

3. Method in accordance with claim 1 or 2, characterized in that the borehole tool also comprises gravity measuring devices which are placed in each of the first and second positions.

4. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that the reference magnetic field is measured at a location which is largely free of magnetic interference.

5. Method in accordance with one of claims 1-4, characterized in that the reference magnetic field is known based on a historical geological survey.

6. Method in accordance with one of claims 1-4, characterized in that the reference magnetic field is determined from a numerical model.

7. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that b) comprises measurement of first and second magnetic field vectors in each of the first and second positions.

8. Method in accordance with one of claims 1-6, characterized in that b) includes measurement of two-dimensional, local magnetic fields in each of the first and second positions.

9. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that d) comprises the generation of two-dimensional interference magnetic field vectors in each of the first and second positions.

10. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that x- and y-components of the reference magnetic field are determined according to the equations: Mm = HE( cosDsmAzcosR + cosDcosAZcosIncsinR- sinDsinIncsinR) Mm = HE( cosDcosAzcosInccosR + sinDsmInccosR- cosDsmAzsmR) where Mex and Mey represent the x and y components of the reference magnetic field, He represents a magnitude of the reference magnetic field, D represents a magnetic inclination of the reference magnetic field, Inc represents a local borehole inclination, Az represents a local borehole azimuth and R represents a local rotation of the borehole tool.

11. Method in accordance with claim 10, characterized in that the borehole tool (100) also comprises a gravity measuring device which is placed in each of the first and second positions, and that Inc and R are determined by gravity measurements in the first and second positions.

12. Method in accordance with claim 10 or 11, characterized in that Az is determined from a historical survey of the underground target structure.

13. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized by c) comprises determining a difference between the local magnetic field and the reference magnetic field in each of the first and second positions.

14. Method in accordance with claim 13, characterized in that the x and y components of the reference magnetic field are determined according to the equations: MM =/^£(cosDsin^zcosi? + cosDcos^Zcos/«csini?-sinZ)sin/«csini?) Mw = HE{ posDcosAzcosInccosR + smDsmlnccosR - cosDsmAzsmR) where Mex and Mey represent the x and y components of the reference magnetic field, He represents a magnitude of the reference magnetic field, D represents a magnetic inclination of the reference magnetic field, Inc represents a local borehole inclination, Az represents a local borehole azimuth and R represents a local rotation of the borehole tool, and that the part of the local magnetic field attributed to the underground target structure is determined according to the equations:

where Mix and Miy represent the x and y components of the part of the local magnetic field attributed to the underground target structure and Bx and By represent the x and y components of the local magnetic field.

15. Method in accordance with claim 14, characterized in that c) also comprises subtracting another magnetic field component from the difference between the local magnetic field and the reference magnetic field.

16. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized by vedate) includes processing of the x and y components of the interference magnetic field vectors, where the x and y components are orthogonal to the longitudinal axis of the borehole.

17. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that the angle between the tool surface and the target in each of the first and second positions is determined according to the equation:

where TFT represents the angle between the tool surface and the target, Mis and Miy represent the x and y components of the magnetic interference vector and Gx and Gy represent the x and y components of the gravity vectors measured in at least one of the first and second positions.

18. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that it also includes f) determining an angle between the tool surface and the target in a third position in the borehole by extrapolating the angles determined in the first and second positions under e) between the tool surface and the goal.

19. Method in accordance with claim 18, characterized in that a drill bit is placed in the third position.

20. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that it also includes f) display of the angles between the tool surface and the target against a measured depth in the borehole.

21. Method in accordance with claim 1, characterized in that it also comprises g) processing of the angles determined under e) between the tool surface and the target and the direction of the borehole determined under f) in order to determine a subsequent direction of drilling of the borehole.

22. Method in accordance with one of claims 1-19, characterized in that it also comprises f) changing the tool surface by rotation of the borehole tool (100) in the borehole, and g) repetition of b), c), d) and e).

23. Method in accordance with claim 22, characterized in that it also includes h) comparison of the angles determined under e) between the tool surface and the target with the angles determined under g) between the tool surface and the target.

24. Method according to one of the claims 1-19, characterized in that it also comprises f) processing of the local magnetic fields in the first and second positions and the reference magnetic field to determine an interference magnetic inclination in the first and second positions, and g) comparison of the under f) determined interference magnet inclination with the under e) determined angles between the tool surface and the target.