NO339844B1 - Anordning og fremgangsmåte for å bestemme fallkarakteristikk i en grunnformasjon - Google Patents

Description

Denne oppfinnelsen vedrører generelt sammenstillinger for utførelse av verktøyflateorienterte målinger inne i borehull, og prosessering av slike målinger for å bestemme parametere av interesse for materialer rundt borehullet. Oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med applikasjoner ved måling-under-boring for fremskaffelse av formasjonsegenskaper, men prinsippene for analyse er like anvendbare for målinger som utføres med et instrument som transporteres med en kabel.

For å fremskaffe hydrokarboner så som olje og gass, blir brønnboringer (også benevnt borehull) boret ved å rotere en borkrone som er festet ved enden av en bore-sammenstilling som generelt benevnes "bunnhullssammenstillingen" eller "boresammenstillingen". En stor andel av den nåværende boreaktivitet involverer boring av brønnboringer med stort avvik eller hovedsakelig horisontale brønnboringer, for å øke hydrokarbonproduksjonen og/eller for å trekke ut ytterligere hydrokarboner fra jordens formasjoner. Brønnboringsbanen til slike brønner blir nøye planlagt før boring av slike brønnboringer, ved bruk av seismiske kart av jordens undergrunn og brønn-data fra tidligere borede brønnboringer i de tilknyttede oljefelt. På grunn av svært høy kostnad ved boring av slike brønnboringer og behovet for nøyaktig plassering av slike brønnboringer i reservoarene, er det essensielt kontinuerlig å bestemme posisjonen og retningen til boresammenstillingen og følgelig borkronen under boring av brønnboringene. Slik informasjon brukes blant annet til å overvåke og justere boreretningen for brønnboringene.

I boresammenstillinger som ble brukt inntil nylig, inkluderer retningspakken vanligvis et sett av akselerometere og et sett av magnetometere, hvilke respektivt måler jordens gravitasjonsfelt og magnetiske felt. Boresammenstillingen holdes stasjonær under utførelse av målingene fra akselerometrene og magnetometrene. Verktøyflatevinkelen og inklinasjonsvinkelen bestemmes fra akselerometer-målingene. Asimut bestemmes deretter fra magnetometermålingene i forbindelse med verktøyflatevinkelen og inklinasjonsvinkelen.

Jordens magnetfelt varierer fra dag til dag, hvilket forårsaker korresponderende forandringer i den magnetiske asimut. Den varierende magnetiske asimut kompromitterer nøyaktigheten til posisjonsmålinger når det brukes magnetometere. I tillegg er det ikke mulig å måle jordens magnetfelt ved tilstedeværelse av jernmaterialer, så som foringsrør og borerør. Gyroskoper måler hastigheten for jordens rotasjon, som ikke endres med tiden, og heller ikke blir gyroskopene uheldig påvirket av tilstedeværelsen av jernmaterialer. Følgelig, ved tilstedeværelse av jernmaterialer, kan de gyroskopiske målinger tilveiebringe mer nøyaktige asimutmålinger enn magnetometermålingene. US-patent 6,347,282 tilhørende Estes et al, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse, beskriver en nedihullssammenstilling for måling-under-boring (measurement-while-drilling (MWD)) til bruk ved boring av borehull, hvilken anvender gyroskop, magnetometere og akselerometere for bestemmelse av borehullets inklinasjon og asimut under boringen av borehullet. Nedihullssammenstillingen inkluderer i det minste et gyroskop som er roterbart montert i et verktøyhus, for å tilveiebringe signaler som er relatert til jordens rotasjon. En innretning i verktøyet kan rotere gyroskopene og andre sensorer på verktøyet til enhver ønsket vinkel. Denne evnen til å rotere sensorene er viktig for bestemmelse av forspenning i sensorene og eliminering av effektene av forspenningen.

US-patent 5,091,644 tilhørende Minette, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, beskriver en fremgangsmåte til analysering av data fra et gammastråletetthets-loggeverktøy for måling-under-boring (measurement-while-drilling, (MWD)), hvilket kompenserer for rotasjoner av loggeverktøyet (sammen med resten av borestrengen) under måleperioder. I samsvar med den fremgangsmåte som her er beskrevet, brytes det mottatte signal ned i en flerhet av seksjoner. I en foretrukket utførelse krever oppfinnelsen tilhørende Minette opp-bryting av signalet fra formasjonen i fire forskjellige seksjoner: topp, bunn, høyre, venstre. Når verktøyet roterer, passerer det gjennom disse fire kvadranter. Hver gang det passerer en grense inklementeres en teller, hvilket peker til den neste kvadrant. Dette gjør det mulig å dele opp dataene i fire spektra for hver detektor. Hvert av disse fire spektra vil bli fremskaffet for en fjerdedel av den samlede innsamlingstid under antagelse om konstant rotasjonshastighet.

US-patent 6,307,199 tilhørende Edwards et al beskriver bruken av en tetthets-gammastråle-loggeinnretning hvor data fra forskjellige "asimutale" sektorer kombineres for å gi en tolkning av formasjonens fall. Både i patentet tilhørende Minette og Edwards legges det primært vekt på å korrigere tetthetsmålingene for effektene av avstanden til brønnveggen; sensorene er i seg selv ikke spesifikt designet for "asimutal" sensitivitet. US-patent 6,215,120 tilhørende Gadeken et al beskriver bruken av "asimutalt" fokuserte gammastrålesensorer på et loggeverktøy for detektering av "asimutale" variasjoner i gammastråleemisjonen fra jord-formasjoner.

US 6,023,443 vedrører prosessering for et akustisk måling-under-boring-system for avbildning av formasjonsgrenser.

Andre typer av avbildninger har blitt fremskaffet innen kjent teknikk ved bruk av sensorer på en roterende bunnhullssammenstilling (bottom hole assembly, BHA). For eksempel omtaler US-patent 5,200,705 tilhørende Clark et al resistivitetsmålinger som utføres med en galvanisk resistivitetssensor på et stabilisatorblad. US-patent 6,173,793 tilhørende Thompson et al, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende oppfinnelse, og hvis innhold fullstendig inkorporeres heri ved referanse, beskriver bruken av putemonterte sensorer på en langsomt roterende hylse for fremskaffelse av avbildninger av asimutal resistivitet i borehullets vegg. Resistivitets-avbildninger kan, for formålet ved den foreliggende oppfinnelse, anses å være tilsvarende til avbildninger som fremskaffes med et nukleært loggeverktøy, om enn med en mye høyere oppløsning. Resistivitetsmålinger er ikke beheftet med den statistiske variabilitet som er forbundet med nukleære loggeverktøy, og kan følgelig foreta praktisk talt øyeblikkelige målinger, hvilket gir avbildninger med en mye høyere oppløsning enn nukleære målinger kan gi.

Vi tar en kortvarig digresjon om spørsmålet om terminologi. Ved geodesi, viser uttrykket "asimut" vanligvis til en vinkel i et horisontalplan, vanligvis målt fra nord: når det vises til magnetisk nord, kan den kalles magnetisk asimut, og når det vises til sann nord, benevnes den vanligvis simpelthen asimut. Det ville basert på denne definisjonen være klart at alle målinger som utføres i et borehull med stort avvik eller et horisontalt borehull vil bli utført med hovedsakelig den samme asimut. Følgelig, ved den foreliggende søknad, bruker vi det mer nøyaktige uttrykk "verktøyflatevinkel"

("tool face angle") for å definere en relativ orientering i et plan som står ortogonalt på borehullets akse. Med denne definisjonen foretar patentene tilhørende Minette, Edwards og Gadeken i realiteten målinger over et mangfold av verktøyflatevinkler.

Felles for patentene til Minette, Edwards og Gadeken er bruken av en kontroller som holder rede på den roterende sensorsammenstilling og styrer inn-samlingen av data basert på sektorgrenser i verktøyflatevinkelen. Selv om dette kanskje ikke er vanskelig å gjøre for tilfellet med en enkelt retningssensitiv sensor, blir problemet mye mer komplisert når en flerhet av forskjellige typer av sensorer transporteres som en del av bunnhullssammenstillingen. Det er vanskelig, om ikke umu- lig, for én enkelt kontroller å holde rede på en flerhet av sensorsammenstillinger under rotasjon av nedihullssammenstillingen og å styre operasjonen av en flerhet av sammenstillinger. En kilde til feil er den ikke-uniforme rotasjonshastighet av borestrengen. En annen kilde til feil er den iboende tidsforsinkelse i elektronikken. Målinger kan gjøres samtidig ved hjelp av formasjonssensoren og orienteringssensorene, men det er tidsforsinkelse mellom det tidspunkt hvor målingene gjøres med de to typer av sensorer og det tidspunkt hvor de prosesseres. Interaksjonen mellom de to feilkilder, dvs. ikke-uniform rotasjon og tidsforsinkelse, kan være nokså kompleks. Problemet med ikke-uniform rotasjon er delvis løst i samværserende US-patentsøknad med serienr. 10/629,268 tilhørende Cairns et al, som har den samme rettsetterfølger og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse. Å løse den ikke-uniforme rotasjon gir i seg selv imidlertid kun en delvis løsning. I tillegg er det problemet med forspenning i orienteringssensormålingene. Magnetometere er generelt foretrukket som orienteringssensorer i forhold til gyroskop, men magnetometere er mottakelige for feil som forårsakes av metalliske vektrør, foringsrør og akkumulert avfall. Det er et behov for en fremgangsmåte til bestemmelse av nøyaktige orienteringsverdier ved bruk av målinger som gjøres med en orienteringssensor på et MWD loggeverktøy. Det vil være ønskelig å ha en anordning og en fremgangsmåte som effektivt styrer datainnsamling og mulig prosessering med en flerhet av roterende sensorer i en nedihullsinnretning. Den foreliggende oppfinnelse oppfyller dette behov.

Hovedtrekkende ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. En utførelse av den foreliggende oppfinnelse inkluderer en roterbar nedihullssammenstilling som er tilpasset til transport i et borehull og bestemmelse av en parameter av interesse for et medium nær borehullet. Nedihullssammenstillingen inkluderer en første sensorinnretning så som et gyroskop, et magnetometer og/eller et akselerometer, for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for verktøyflatevinkelen for nedihullssammenstillingen, og en tilknyttet prosessor. Nedihullssammenstillingen inkluderer også en formasjonsretnings-evalueringsinnretning for tilveiebringelse av målinger som er indikative for en parameter av interesse for mediet. Retnings-evalueringsinnretningen er forbundet med en annen prosessor. Den første prosessor tilveiebringer prosesserte data om verktøyflateorienteringen til en felles buss som er operativt forbundet til den første prosessor og en annen prosessor. I en utførelse av oppfinnelsen brukes et gyroskop for å tilveiebringe informasjon om lokaliseringen av sammenstillingen. Sammenstillingen kan transporteres på en borestreng, et kveilrør eller på en kabel.

I en utførelse av oppfinnelsen er retningsinnretningen en formasjons-evalueringsinnretning. Én eller flere gammastrålesensorer kan brukes. Formasjons-evalueringsinnretningen kan opereres uavhengig av orienteringssensoren. Med dette arrangement kan en flerhet av formasjonsevalueringssensorer brukes. Etterfølgende prosessering relaterer målingene av formasjonsevalueringssensorene til verktøy-flatevinkel og tilveiebringer informasjon om nedihullsparametere.

Tilsynelatende og relative fallvinkler for borehullet i forhold til en grenseflate i jordformasjonene kan bestemmes. Den penetrasjonshastighet som er nødvendig for denne bestemmelse kan fremskaffes ved bruk av nedihulls akselerometere, et par av formasjonsevalueringssensorer med en kjent innbyrdes avstand, eller den kan overføres med telemetri fra overflaten. Disse bestemte fallvinkler kan brukes ved styring av boreretningen.

For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av den foreliggende oppfinnelse, sett i sammen-heng med de ledsagende tegninger, hvor like elementer har blitt gitt like talltegn, hvor: fig. 1 (kjent teknikk) viser et skjematisk diagram av et boresystem som inkluderer anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse i en utførelse med måling-under-boring;

fig. 2a, 2b (kjent teknikk) viser et skjematisk diagram av et parti av bunnhullssammenstillingen med et sett av gyroskoper og et korresponderende sett av akselerometere i henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse;

fig. 3 viser en orienteringssensorsammenstilling og en gammastrålesensor med dual detektor;

fig. 4 viser verktøyflatevinkelen som en funksjon av tid;

fig. 5 viser en asimutal fremvisning av tidstikk;

fig. 6 viser den asimutale oppløsning av et eksemplifiserende gammastråle-retningsloggeverktøy;

fig. 7 viser konfigurasjonen av anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse for bestemmelse av relativ vinkel i forhold til en laggrense;

fig. 8 viser retningsmålingene som utføres av anordningen som er vist på fig. 7; og

fig. 9 viser et flytskjema over fremgangsmåten som brukes til karakterisering av verktøyflatevinkel-avhengige data i en serieutvidelse.

fig. 10 viser et eksempel på prosessering av dataene ved bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse;

fig. 11 viser et blokkdiagram av anordningen for utførelse av nukleære målinger som en funksjon av asimut;

fig. 12 viser en illustrerende avstands- og orienterings-sensorer i et tverrsnitts-riss;

fig. 13 viser målinger som vil bli utført ved hjelp av to ortogonale magnetometere som en funksjon av verktøyrotasjon i et vertikalt borehull;

fig. 14 viser effekten av rotasjonshastighet på nukleære målinger som utføres ved en eksemplifiserende sensorsammenstilling;

fig. 15 viser simulerte resultater av feil ved asimutbestemmeise som en funksjon av rotasjonshastighet;

fig. 16a og 16b viser utgangene fra to ortogonale magnetometere på en roterende bunnhullssammenstilling, og en feil i magnetometermålingene;

fig. 17 viser et flytskjema av en utførelse av oppfinnelsen for korrigering forfeil som er et resultat av bruk av magnetometermålinger;

fig. 18 viser korrigerte målinger som korresponderer til fig. 14 ved bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse;

fig. 19 viser et eksempel på gjenværende feil ved bruk av magnetometer-utgangene ved bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse;

fig. 20 viser et arrangement av en putemontert resistivitetssensor;

fig. 21 viser uinnpakkede resistivitetsmålinger som en funksjon av tid;

fig. 22 viser uinnpakkede resistivitetsmålinger som en funksjon av dybde;

fig. 23 er en skjematisk illustrasjon av utseendet av et lag med irregulær rotasjon av borestrengen;

fig. 24 er en skjematisk illustrasjon av en avbildning som har et antall grenser med mulig fastkjøring-løsning;

fig. 25a og 25b viser bruken av den foreliggende oppfinnelse for reservoar-navigasjon.

Den foreliggende oppfinnelse er beskrevet med henvisning til en boresammen-stilling, selv om mange av fremgangsmåtene ifølge den foreliggende oppfinnelse også er anvendbare sammen med loggeverktøy som transporteres på en kabel, og kan også brukes i forede borehull. Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et eksemplifiserende boresystem 10, så som det som beskrives av Estes. Boresystemet har en bunnhullssammenstilling (bottom hole assembley, BHA) eller boresammen-stilling 90 som inkluderer gyroskop. For enkelte av applikasjonene av den foreliggende oppfinnelse er et gyroskop ikke essensielt. BHA'en 90 transporteres i et borehull 26. Boresystemet 10 inkluderer et konvensjonelt boretårn 11 som er oppreist på et dekk 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som roteres av en drivmotor, så som elektrisk motor (ikke vist) ved en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 inkluderer et rør (borerør eller kveilrør) 22 som strekker seg nedover fra overflaten, inn i borehullet 26. En borkrone 50, som er innfestet til enden av borestrengen 20, knuser de geologiske formasjoner når det roteres for å bore borehullet 26. Borestrengen 20 er forbundet med en borevinsj 30 via en kelly 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en talje (ikke vist). Borevinsjen 30 opereres til å styre vekten på borkronen (weight on bit, "WOB"), hvilket er en viktig parameter som påvirker penetra-sjonshastigheten (rate of penetration, "ROP"). En rørinjektor 14a og en trommel (ikke vist) brukes istedenfor rotasjonsbordet 14 for å føre BHA'en inn i brønnboringen når et kveilrør brukes som transportelement 22. Operasjonene av borevinsjen 30 og rør-injektoren 14a er kjent innen teknikken, og er følgelig her ikke beskrevet i detalj.

Under boring, sirkuleres et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet passerer fra slampumpen 34, inn i borestrengen 20, via en trykkstøtfjerner 36 og fluidledningen 38. Borefluidet 31 strømmer ut ved borehullets bunn 51 gjennom åpningen i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer oppover i hullet gjennom ringrom-met 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26, og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35 og borekakssilen 85 som fjerner borekakset 86 fra det returne-rende borefluid 31b. En sensor Si i ledningen 38 tilveiebringer informasjon om fluidets strømningsmengde. En overflatedreiemomentsensor S2og en sensor S3som er forbundet med borestrengen 20 tilveiebringer informasjon henholdsvis om dreiemomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen 20. Rørinnføringshastig-heten bestemmes fra sensoren S5, mens sensoren S6tilveiebringer kroklasten for borestrengen 20.

I enkelte applikasjoner roteres borkronen 50 kun ved å rotere borerøret 22. Imidlertid, i andre applikasjoner, er en nedihullsmotor 55 (slammotor) anordnet i boresammenstillingen 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 roteres vanligvis for å øke rotasjonseffekten, hvis dette er påkrevet, og for å bevirke forandringer i boreretningen. I begge tilfeller avhenger ROP for en gitt BHA overveiende av WOB eller trykkraften på borkronen 50 og dens rotasjonshastighet.

Slammotoren 55 er forbundet til borkronen 50 via en drivinnretning som er anordnet i en lagersammenstilling 57. Slammotoren 55 roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagersammen-stillingen 57 bærer de radiale og aksiale krefter for borkronen 50, den nedoverrettede trykkraft for slammotoren 55 og den reaktive oppoverrettede belastning fra den på-førte vekt på borkronen. En nedre stabilisator 58a som er forbundet til lagersammen-stillingen 57 virker som en sentraliseringsenhet for det nederste parti av borestrengen 20.

En overflatekontrollenhet eller prosessor 40 mottar signaler fra nedihulls-sensorene og innretningene via en sensor 43 som er passert i fluidledningen 38, og signaler fra S1-S6og andre sensorer som brukes i systemet 10, og prosesserer slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner som tilveiebringes til overflatekontrollenheten 40. Overflatekontrollenheten 40 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på et display/monitor 42 som brukes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatekontrollenheten 40 inneholderen datamaskin, minne for lagring av dato, en registrator for registrering av data og andre periferienheter. Overflatekontrollenheten 40 inkluderer også en simuleringsmodell og prosesserer data i henhold til programmerte instruksjoner. Kontrollenheten 40 er fortrinnsvis tilpasset til å aktivere alarmer 44 når det opptrer visse usikre eller uønskede operative tilstander.

BHA'en kan også inneholde formasjonsevalueringssensorer eller -innretninger for bestemmelse av resistivitet, tetthet og porøsitet for formasjonene som omgir BHA'en. En gammastråleinnretning for måling av gammastråleintensiteten og andre nukleære og ikke-nukleære innretninger som brukes om innretninger for måling-under-boring er passende inkludert i BHA'en 90. Som et eksempel viser fig. 1 en resistivitetsmåleinnretning 64. Den tilveiebringer signaler fra hvilke resistivitet av formasjonen nær eller foran borkronen 50 bestemmes. Resistivitetsinnretningen 64 har sendeantenner 66a og 66b som befinner seg i en avstand fra mottaksantennene 68a og 68b. I operasjon perturberes de sendte elektromagnetiske bølger når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsinnretningen 64. Mottaksantennene 68a og 68b detekterer de perturberte bølger. Formasjons-resistivitet utledes fra fasen og amplituden for de detekterte signaler. De detekterte signaler prosesseres av en nedihulls datamaskin 70 for å bestemme resistiviteten og de dielektriske verdier.

Et inklinometer 74 og en gammastråleinnretning 76 er passende plassert langs resistivitetsmåleinnretningen 64 for respektivt å bestemme inklinasjonen til partiet av borestrengen nær borkronen 50 og formasjonens gammastråleintensitet. Et hvilket som helst inklinometer og en hvilken som helst gammastråleinnretning kan imidlertid anvendes for formålet ifølge denne oppfinnelse. I tillegg kan posisjons-sensorer, så som akselerometere, magnetometere eller gyroskopiske innretninger anordnes i BHA'en for å bestemme borestrengens asimut, sanne koordinater og retning i brønnboringen 26. Slike innretninger er kjent innen teknikken og er her ikke beskrevet i detalj.

I den ovenfor beskrevne konfigurasjon overfører slammotoren 55 effekt til borkronen 50 via én eller flere hule aksler som går gjennom resistivitetsmåleinnretningen 64. Den hule aksel gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50. I en alternativ utførelse av borestrengen 20 kan slammotoren 55 være innkoplet nedenfor resistivitetsmåleinnretningen 64 eller på et hvilket som helst annet egnet sted. Den ovenfor beskrevne resistivitetsinnretning, gammastråleinnretning og inklinometeret er fortrinnsvis plassert i et felles hus som kan være forbundet med motoren. Innretningene for måling av formasjonsparametere så som porøsitet, permeabilitet, resistivitet og tetthet (i fellesskap angitt med talltegn 78) er fortrinnsvis plassert ovenfor slammotoren 55. Slike innretninger er kjent innen teknikken, og er følgelig ikke beskrevet i detalj.

Som tidligere påpekt anvender en stor del av de nåværende boresystemer, særlig for boring av brønnboringer med stort avvik og horisontale brønnboringer, kveilrør for transport av boresammenstillingen ned i hullet. Ved en slik applikasjon plasseres en trykkinnretning 71 i borestrengen 90 for å tilveiebringe den påkrevde kraft på borkronen. For målet med denne oppfinnelse brukes uttrykket vekt på borkronen for å angi den kraft på borkronen som påføres på borkronen under bore-operasjonen, uansett om denne påføres ved å justere vekten av borestrengen eller ved hjelp av trykkinnretninger. Videre, når det anvendes kveilrør, roteres røret ikke ved hjelp av et rotasjonsbord, det føres isteden inn i brønnboringen ved hjelp av en passende injektor 14a mens nedihullsmotoren 55 roterer borkronen 50.

En rekke sensorer er alltid plassert i de forskjellige individuelle innretninger i boresammenstillingen. For eksempel er et mangfold av sensorer plassert i slam-motorens ytelsesseksjon, lagersammenstilling, boreaksel, rør og borkrone for å bestemme tilstanden til slike elementer under boring, og for å bestemme borehulls-parametrene. Den foretrukne måte til anvendelse av visse sensorer i borestrengen 90 vil nå bli beskrevet. Den faktiske BHA som anvendes for en bestemt applikasjon kan inneholde enkelte av eller alle de ovenfor beskrevne sensorer. For formålet med denne oppfinnelsen kan enhver slik BHA inneholde ett eller flere gyroskoper og et sett av akselerometere (her i fellesskap representert med 88) ved en passende lokalisering i BHA'en 90. En foretrukket konfigurasjon av slike sensorer er vist på fig. 2a.

Fig. 2 er et skjematisk diagram som viser en orienteringssensorseksjon 200 som inneholder et gyroskop 202 og et sett av tre akselerometere 204x, 204y og 204z som er anordnet i en passende lokalisering i bunnhullssammenstillingen (90 på fig. 1) i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Gyroskopene 202 kan være et gyroskop som er bevegelig om én akse eller et gyroskop som er bevegelig om to akser. I vertikale brønnboringer og brønnboringer med lav inklinasjon, anses et gyroskop med x-akse og y-akse å være tilstrekkelig for å bestemme asimut og verktøyflate i forhold til den sanne nord. Den konfigurasjon som er vist på fig. 2 anvender et enkelt gyroskop som er bevegelig om to akser (x-akse og y-akse) hvilket tilveiebringer utmatinger som korresponderer til jordens rotasjonshastighet i de to akser, vinkelrett på borehullets akse eller bunnhullssammenstillingens lengdeakse, her benevnt z-aksen. Sensoren 202 måler således jordens rotasjonskomponent i x-aksen og y-aksen. Akselerometrene 204x, 204y og 204z måler jordens gravitasjons-komponenter henholdsvis langs x, y og z-aksene for bunnhullssammenstillingen 90.

Gyroskopet 202 og akselerometrene 204x-204z er anordnet i et roterende chassis 210 som roterer omkring de radiale lagre 212a-212b i et fast eller ikke-roterende hus 214. En indekserende drivmotor 216 som er forbundet til det roterende chassis 210 via en aksel 218 kan rotere chassiset 210 i bunnhullssammenstillingen 90 omkring z-aksen, hvilket roterer gyroskopet 202 fra én mekanisk posisjon til en annen posisjon med en hvilken som helst ønsket rotasjonsvinkel. En skrittmotor er foretrukket som den indekserende drivmotor 216, fordi skrittmotorer er presisjons-innretninger og tilveiebringer positiv tilbakemelding om størrelsen av rotasjonen. Enhver annen mekanisme, uansett om den er elektrisk operert, hydraulisk operert eller operert på en hvilken som helst annen ønsket måte, kan brukes til å rotere gyroskopene inne i bunnhullssammenstillingen 90. Gyroskopet 202 kan roteres fra en initial vilkårlig posisjon til et mekanisk stopp (ikke vist) i verktøyet eller mellom to mekaniske stopp eller fra en initial toppmåleposisjon til en annen posisjon, som beskrevet senere. Rotasjonsvinkelen som korresponderer til en bestemt akse er valgbar.

Selv om figur 2 viser et enkelt gyroskop som er bevegelig om to akser, kan et separat gyroskop anvendes for hver akse. En ledningsbunt 226 tilveiebringer effekt til gyroskopet 202 og akselerometrene 204x, 204y, 204z. Ledningsbunten 226 sender signaler fra gyroskopet og akselerometrene til prosessoren i bunnhullssammenstillingen 90. Tilsvarende tilveiebringer en passende ledningsbunt 220 effekt og signalforbindelse til skrittmotoren 216 og ytterligere nedihullsutstyr. En fjærbelastet dreiemomentbegrenser 240 kan brukes til å hindre at treghetsbelastning som forårsakes av borestrengens rotasjon skader girboksen i skrittmotoren 216.

I tillegg kan et annet gyroskop 230 som er bevegelig om to akser (x-aksen og y-aksen) være roterbart montert i bunnhullssammenstillingen 90 i et roterende chassis eller på en hvilken som helst annen måte, for å måle rotasjonshastigheten i z-aksen og x-aksen, som vist på fig. 2b. Sensoren 230 kan roteres omkring y-aksen ved bruk av et konisk tannhjul 242 og en akselforbindelse 244 til det roterende chassis 210, hvilket eliminerer behovet for en ytterligere motor. Ledningsbunten 244 for y-akse-gyroen 230 må vikles rundt gyroen for å tilpasse seg til den plass som er tilgjengelig i et hus med liten diameter.

Den foreliggende oppfinnelse beskrives først ved henvisning til en nukleær sensor. Det skal nå vises til fig. 3, hvor detaljer ved en gammastrålesensor som er en del av sensorsammenstillingen 78 nevnt ovenfor er vist. En foretrukket gamma-stråleloggeinnretning som omfatter to gammastrålesensorer 252a, 252b er vist sammen med en orienteringssensorsammenstilling 250. Orienteringssensor-sammenstillingen kan inkludere alle elementene i gyro-MWD-innretningen beskrevet ovenfor, men enkelte aspekter ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også praktiseres kun med orienteringssensorer så som akselerometere og/eller magnetometere. Fig. 3 viser også en prosessor 251 som er forbundet med orientering/navigasjonssensor-sammenstillingen. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er det primære formål ved prosessoren 251 å prosessere signaler fra orienterings/navigasjons-sensorsammenstillingen 250. Videre viser fig. 3 en prosessor 254 som er forbundet med gammastrålesensorene. Det skal også påpekes at for visse bruk av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, kan det være tilstrekkelig med kun én gammastrålesensor.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det to gammastrålesensorer med en innbyrdes avstand på 180°. Når det brukes to detektorer, kan tellingene fra de to kombineres. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen opererer prosessorene 251 og 254 ved en oppdateringsfrekvens på ca. 60 Hz. Tellingene fra gammastrålesensorene) akkumuleres ved en samplingshastighet på 16,67 ms. Dette gjøres uten hensyn til den virkelige rotasjonshastighet av sammenstillingen. Andre samplings-hastigheter kan brukes, men et krav er at den er fast.

"Tikk"-størrelsen er definert som forandringen i verktøyflatevinkel over et tids-samplingsintervall. Tikkstørrelsen øker med rotasjonshastigheten, og begrenser oppløsningen ved fremgangsmåten og anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse. Imidlertid, som omtalt ovenfor, kan effekten av tikkstørrelse i hovedsakelig elimineres.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen har hver detektor en iboende opp-løsning på V 35°. Dette bestemmes av avskjermingen som er tilveiebrakt for gamma-stråledetektorene. Ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gruppe-res dataene i endelige grupper med en definert vinkelstørrelse, fortrinnsvis 45°. Størrelsen av den endelige gruppe begrenser videre vinkeloppløsningen. Øking av antallet grupper forbedrer vinkeloppløsningen opp til et punkt, utover hvilket den dårlige statistikk ved gammastråletellinger forringer målingene.

Et viktig trekk ved anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse er en felles buss, generelt angitt som 260. De forskjellige prosessorer (251 og 254 på fig. 3) gir ut sine prosesserte data til bussen. Bussen er også forbundet til en telemetri-innretning (ikke vist) i en passende lokalisering for toveiskommunikasjon. I en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan toveiskommunikasjon mellom bunnhullssammenstillingen og overflatekontrolleren oppnås ved bruk av innretninger som kan forflyttes ved strømning, som bæres av borefluidet. Slike innretninger som kan forflyttes ved strømning er beskrevet i US-patentsøknad med serienr. 09/578,623 (nå US-patent 6,443,228) tilhørende Aronstam et al, som har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse.

Fordelen med å ha en felles buss 260 er at prosessoren 251 kan prosessere data fra orientering/navigasjonssensoren uavhengig av prosesseringen av data fra gammastrålesensoren(e) 252a, 252b ved hjelp av prosessoren 254. Som det vil være kjent for de som er kyndige innen teknikken, er det ikke uvanlig at rotasjonshastigheten er ikke-uniform. Prosessoren 251 fortsetter å prosessere dataene fra orienteringssensoren og gir ut verktøyflatevinkelen som en funksjon av tid til bussen 260. En fordel ved å ha den felles buss er at eventuelle ytterligere retnings-evalueringsinnretninger også kan operere uavhengig av orienterings/navigasjons-sensorsammenstillingen. Som et resultat av den uavhengige operasjon kan det fremskaffes et plott av verktøyflatevinkelen som en funksjon av sampelnummer, så som det som er vist på fig. 4. Hvordan dette fremskaffes drøftes i det videre.

Det skal nå vises til fig. 5 hvor åtte sektorer av verktøyflatevinkler er vist, nummerert 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6 og 7. Bruken av åtte sektorer er valgfri, og flere eller færre sektorer kan brukes. Det er også vist tikk merket som 301a, 301b, 301c ...

301 n. Som påpekt ovenfor er de bestemte posisjoner til tikkene ikke kjent på det tidspunkt gammastrålesensoren foretar målinger - disse bestemmes etter dette faktum ved bruk av informasjon fra orienteringssensorene. Dette tilveiebringer verdier for verktøyflatevinkelen ved diskrete tidspunkter. Verktøyflatevinkelen ved mellom-liggende tidspunkter kan bestemmes ved interpolasjon; i en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det lineær interpolasjon.

Det er en rekke faktorer som begrenser oppløsningen av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse uttrykt ved verktøyflatevinkel. Den første grense bestemmes av den statiske oppløsning for gammastrålesensorene. Den statiske oppløsning er evnen til å løse opp to punktkilder for gammastråler, og er definert som den oppløsning som kan oppnås med en uendelig lang innsamlingstid (dvs. slik at statistiske fluktasjoner er eliminert). Fig. 6 viser et eksempel på en verktøyrespons-funksjon som en funksjon av verktøyflatevinkel. Dette er typisk en gaussisk funksjon med en halvbredde som er bestemt av avskjermingen som er tilveiebrakt for detektorene.

Den faktiske oppløsning fremskaffes ved å konvolvere den statiske oppløsning med et gruppevindu og tikkvinduet: den faktiske oppløsning er således dårligere enn den statiske oppløsning. Øking av antallet grupper mens innsamlingstiden (acquisi-tion time) Tacq holdes konstant øker ikke den samlede oppløsning, hvilket skyldes den kjensgjerning at de statistiske fluktuasjoner innenfor én gruppe blir større.

Det skal nå vises til fig. 7, hvor et eksempel på bruken av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er vist. Det er vist en anordning ifølge den foreliggende oppfinnelse 401 som inkluderer i det minste én gammastråledetektor med et område for sensitivitet i retning "opp" og "ned", vist ved 409, 411. For å forenkle illustrasjonen antas det på fig. 7 at normalen til grensen 403 mellom formasjonene 405 og 407 ligger i et vertikalplan, slik at retningene "opp" og "ned" på fig. 7 korresponderer til en kombinasjon av sektorer (0,7) henholdsvis (3,4) på fig. 5. Den minste ene gammastråledetektor kan omfatte et par detektorer. De data som mottas av den minst ene detektor kan deretter prosesseres for å få gammastråletellinger i retninger "opp" henholdsvis "ned". Når kun én detektor brukes, så er kombinasjonen av målinger fra, la oss si detektor 0 og 7 (se fig. 5) en "opp"-måling, mens målingene fra sektorene 3 og 4 gir en "ned"-måling. Når det brukes to detektorer, kan deres respektive målinger i retningene "opp" henholdsvis "ned" kombineres for å forbedre forholdet mellom signal og støy.

Anordningen er vist idet den krysser laggrensen 403 mellom to jordforma-sjoner 405, 407. For illustrative formål, antatt at formasjonen 405 omfatter en leir-skifer, mens 407 omfatter en sand. For den viste konfigurasjon vil gammastråletellingen "opp" være større enn gammastråletellingen "ned". Den økte telling skyldes den kjensgjerning at gammastrålesensorene har en begrenset asimutal sensitivitet, og at kalium som befinner seg i leirskiferen er en betydelig kilde til gammastråler.

Måling av gammastråletellingene både "opp" og "ned" som en funksjon av dybde resulterer i et plott som er vist på fig. 8. Målingene som gjøres ved hjelp av gammastrålesensorene "opp" og "ned" er vist. Abscissen er borehullets dybde (faktisk dybde, ikke sann vertikal dybde) og ordinaten er gammastråletellingen. I en valgfri utførelse av oppfinnelsen bestemmes rotasjonshastigheten (rate of penetration, ROP) for sammenstillingen i borehullet ved bruk av signaler fra akselero-meterets aksiale komponent. En slik metode er beskrevet i US-patentsøknad med serienummer 10/167,322 tilhørende Dubinsky et al, innlevert 11. juli 2002, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse. En annen fremgangsmåte til dybdebestemmelse er beskrevet i US-patent 5,896,939 tilhørende Witte et al, med den samme rettsetterfølger som den foreliggende oppfinnelse, hvor det brukes en datamaskin som befinner seg i boreverktøyet og som er forhåndsprogrammert med dataene om den planlagte utførelse av borehullet. Forandringer i boreslammets trykk eller strømmen av boreslam detekteres med en nedihullssensor, og brukes som en teller for det antall borestrengsegmenter som brukes. Dette, sammen med den kjente lengde av et borestrengsegment, gjør det mulig for datamaskinen å beregne dybden av BHA'en. Enhver egnet fremgangsmåte til bestemmelse av ROP kan imidlertid brukes.

Den horisontale separasjon mellom de to kurver er en indikasjon på den relative vinkel hvor borehullet krysser laggrensen: jo større separasjon, jo mindre er vinkelen. Ved bruk av kunnskap om verktøyets responsfunksjon, kan denne vinkelen bestemmes.

Laggrensen kan imidlertid generelt ha en vilkårlig orientering, og den maksimale gammastråletelling behøver ikke å korrespondere med verktøyets retning "opp" (sektorer 0,7 på fig. 5). Gammastråletellingen *F i et avviksborehull som en funksjon av verktøyflatevinkelen I kan approksimeres med funksjonen

En slik funksjon tilfredsstiller to krav til gammastråletellingen: den må være en periodisk funksjon med en periode på 360°, og den må være symmetrisk i forhold til vinkelen N0, som er den verktøyflatevinkel hvor detektoren er nærmest en laggrense. Bemerk at eksempelet på fig. 7 og 8 er et spesialtilfelle når normalen på laggrensen er i et vertikalplan. Det bør også legges merke til at nærhet til en laggrense ikke er den eneste årsak som vil frembringe en variasjon av den form som er gitt av ligning (1); et tilsvarende resultat følger av en radial fraktur som strekker seg ut fra borehullet.

For å rekonstruere fordelingen med M ledd er det nødvendig å ha antallet grupper (bins) av data Nbins> 2(-1 )+1. Følgelig, for å bestemme en utvidelse med tre ledd i ligning (1), er minst 5 grupper nødvendig.

Det skal nå vises til fig. 9, hvor fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er vist ved hjelp av flytskjemaet. Med utgangspunkt ved 501 defineres en modell med M=0, dvs. at det ikke er noen variasjon med verktøyflatevinkel av gammastråletellingen. Dette korresponderer til en modell hvor

Det gjøres en sjekk for å se om, basert på antallet datapunkter, observa-sjonene, ved hjelp av en konstant 505, adekvat kan beskrives til innenfor en definert sannsynlighet. Hvis svaret er "ja", så avsluttes prosessen, og det er ingen variasjon av dataene med verktøyflatevinkel.

Hvis svaret ved 505 er "nei", så inkrementeres M 507, og det gjøres en utvidelse med to ledd. Dette krever bestemmelse av vinkelen N0. Et første estimat av vinkelen N0fremskaffes som gjennomsnittet av dataene

Dataene roteres deretter omkring den vinkel som er estimert fra ligning (3), og en tilpasning med to ledd gjøres for å fremskaffe 90og Gi i henhold til ligning (1). Ved å beholde disse bestemte verdier av 00og 0^ gjøres det et nytt estimat av N0. Det gjøres igjen en sjekk av godheten av tilpasningen 505, og igjen, hvis tilpasningen er god nok, avsluttes prosessen 509, og hvis tilpasningen ikke er god nok, tilføyes et ytterligere ledd til kurvetilpasningen.

For å forbedre statistikken for målingene, kan det også foretas en gjennom-snittsberegning av målingene over et dybdevindu. Som påpekt ovenfor beskriver fremgangsmåten ifølge Dubinsky en fremgangsmåte med bruk av et aksialt akselerometer for å bestemme dybden av verktøyet. Ved den foreliggende oppfinnelse er fremgangsmåten ifølge Dubinsky foretrukket til å bestemme dybden av sammenstillingen og for å definere det dybdevindu som gjennomsnittsberegningen kan gjøres over, selv om andre fremgangsmåter for bestemmelse av dybde kan brukes.

I de fleste situasjoner vil gamma rådata ikke ha den nødvendige oppløsning til å bruke leddene av høyere orden for utvidelsen som er gitt av ligning (1). I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen brukes det følgelig kun et enkelt ledd av utvidelsen gitt av ligning (1). Den fremgangsmåte som er vist på fig. 9 kan brukes til prosessering av avbildningsdata. Dette er vist på fig. 10a, 10b.

Fig. 10a viser rådata som samles inn nede i hullet. Den vertikale akse representerer tid (eller dybde) og den horisontale akse viser sektorene. I dette bestemte eksempel ble det brukt åtte sektorer. Fremvisningen kan være en fargefremvisning, eller den kan være en svart og hvit fremvisning av gammastråletellingene som er funksjon av tid (eller dybde) og asimut (sektor). Etter kurvetilpasningen (ved bruk av kosinusfordelingene som er omtalt ovenfor) av dataene ved et valgt tidspunkt (eller dybde), kan delvis prosesserte data (og en delvis prosessert avbildning), ikke vist, fremskaffes. De delvis prosesserte data blir deretter lavpassfiltrert i den vertikale retning (tid eller dybde). Den filtrerte avbildning kan kvantifiseres til forskjellige nivåer, og den resulterende avbildning kan vises på en fargefremvisning eller en gråskala. Dette kan benevnes den prosesserte avbildning. Et eksempel på dette er vist på fig. 10b. Fig. 10b viser også konturer så som 601 a, 601 b, 601 c ... 601 n. I en fremvisning så som på fig. 10b, representerer disse konturer fallende grenser som krysser borehullet i en vinkel.

Det skal nå vises til fig. 11, hvor et blokkdiagram over utstyr som brukes til bestemmelse av tetthet i asimutale sektorer er vist. Mikroprosessoren som brukes til styring av tetthetsm ål inger er angitt med 709, mens mikroprosessoren som brukes til asimutmålinger og avstandsmålinger er angitt med 714. Tetthetsmåleinnretningen 708 inkluderer en kilde for nukleær stråling, to detektorer angitt med 705 og 706 og detektorene for kraftforsyning 704. Detektorene 705 og 706 kalles LS- og SS-detektorer (for lang avstand (long spaced) og kort avstand (short spaced)). En forforsterker for utgangen av LS- og SS-detektorene er angitt med 707. Det er også vist en felles systembuss 701 og et modem 703. Det skal påpekes at ytterligere detektorer også kan brukes. Operasjon av tetthetsmåleinnretningen er kjent innen teknikken, og blir ikke videre omtalt. For formålet med den foreliggende oppfinnelse akkumuleres tellinger som gjøres av LS- og SS-detektorene for asimutale sektorer mens MWD-verktøyet roterer.

Sammenstillingen for bestemmelse av avstand/asimut inkluderer to avstands-sensorer 711 og 713 og et magnetometer 712. Den romlige konfigurasjon av avstandssensorene og magnetometrene er vist på fig. 12.

Fig. 13 viser idealiserte magnetometermålinger 751, 753 som vil bli utført ved hjelp av to magnetometre (benevnt x- og y-) magnetometere. Disse kan benevnes Bx- og By-målingene. I et vertikalt borehull bør de to magnetometerutganger være en sinuskurve. Magnetometrene utfører målinger av en magnetisk verktøyflatevinkel som er responsiv overfor komponenten av jordens magnetfelt langs den sensitive akse av magnetometeret. I et avviksborehull, ved bruk av kjente relasjoner, kan den magnetiske verktøyflatevinkel omdannes til en verktøyflatevinkel på oversiden, som er indikativ for rotasjon av verktøyet omkring en langsgående akse.

Det skal nå vises til fig. 14, hvor et eksempel på data som er registrert ved bruk av tetthetssensorer på en roterende borestreng er vist. Prosesserte data fra åtte asimutale sektorer, som hver er 45° i størrelse, er vist. Målinger som utføres av nukleære sensorer er statistiske i den forstand at de er avhengige av nukleære interaksjoner, så som spredning, som kun kan beskrives i en statistisk form. For dataene på fig. 14 var kilden i sektor 7. Kurven 801 gir gjennomsnittet av de målte tellinger over et antall rotasjoner av borestrengen når borestrengen ble rotert ved 20 omdreininger pr. minutt. Det ses at den målte telling har sin topp i sektor 7 (som den bør) og at spredningen i tellingen er et mål på oppløsningen av verktøyet. Når rotasjonshastigheten økes til 125 omdreininger pr. minutt er resultatene angitt med 803, og dette viser at toppen av tellingen ikke er i sektor 7 (som den bør være), men skjer i sektor 6. Når rotasjonshastigheten økes til 200 omdreininger pr. minutt er toppen av tellingen for kurven 805 forskjøvet nærmere mot sektor 5. En årsak til disse feilaktige målingene er en tidsforsinkelse i elektronikken. I tillegg til forskyvningen i sektoren, kan det ses at de absolutte tellinger også er ganske forskjellige med de høyere rotasjonshastigheter. Dette kan gi en feilaktig fortolkning av størrelsen av mulige asimutale variasjoner av formasjonens egenskap.

Det skal nå vises til fig. 15, hvor det er vist at det gjøres en simulert en feil 851 som en funksjon av rotasjonshastighet for et uniformt roterende verktøy for en fast tidsforsinkelse mellom målingene av tidsasimut, og det tidspunkt hvor de tilpasses en prosessor som prosesserer utgangen fra de nukleære sensorer. Dette forklarer for en stor del forskyvningen i toppverdier som er vist på fig. 14. Spredningen i målingen skyldes på den ene side den statistiske karakter av de nukleære målinger. Abscissen er rotasjonshastigheten i omdreininger pr. minutt, mens ordinaten er feilen i grader. Ved 200 omdreininger pr. minutt kan feilen være over 45° (eller én sektor). Det bør legges merke til at tilsvarende forskyvninger ville bli observert med en hvilken som helst type nedihulls målinger med en asimutal sensor, så som resistivitetsmålinger, målinger av nukleær magnetisk resonans, målinger av naturlig gammastråling, osv. De andre målingene ville imidlertid ikke vise den statistisk forårsakede spredning i målingene som observeres med nukleære målinger.

Det kan være at rotasjonshastigheten i realiteten ikke er uniform. Årsakene til ikke-uniform rotasjonshastighet er tallrike, og inkluderer fenomenet som er kjent som fastkjøring-løsning, hvor borkronen kjøres fast, og deretter gjenopptar intermitterende rotasjon. Et eksempel på hva som kan observeres er vist på fig. 16a og 16b. Fig. 16a viser simulerte utganger fra x- og y-magnetometere. Abscissen er rotasjonsvinkelen i tiendedeler av grader, og ordinaten er en magnetometerutgang. Fig. 16b viser en feil 905 i grader for én av sensorene. Det er tallrike kilder for feil som er inkludert.

En kilde til feil er den ikke-uniforme rotasjon av sensorsammenstillingen. En annen kilde til feil er en forspenning i magnetometeravlesningene. Forspenningen kan være forårsaket av vektrøret, vivelstrømmer, magnetisk permeabelt metall i nærheten av magnetometrene. Ved den foreliggende oppfinnelse fjernes feilene ved bruk av en metodologi som er skissert på fig. 17. Det gjøres en sjekk av magneto-meterutgangene for å verifisere at det skjer en rotasjon 1001. Rotasjon kan bekreftes ved hjelp av flere teknikker som tidligere er kjent innen faget, inkludert telling av kryssinger av null, telling av topper, beregning av en FFT og bestemmelse av en fundamental frekvens for en minimum amplitude i et forventet område, eller tilpasning av sinuskurve til de samplede data innenfor visse grenser. Utgangene akkumuleres over en passende tidsperiode (eller antall av sykler eller rotasjon), og gjennomsnitts-verdien bestemmes 1003. Dette gjøres separat for Bx- og By-målingene og gir en forspenningsverdi som deretter subtraheres 1005 fra magnetometermålingene. Det bestemmes deretter en skalafaktor som vedrører størrelsen av sinuskurvene for Bx-og By-komponentene 1007. Dette er basert på den antagelse at Bx- og By-målingene utsettes for det samme eksterne felt, og at de primært ser komponenten av jordens magnetfelt i den radiale retning (vinkelrett på verktøyets akse). Det gjøres en sjekk for å forvisse seg om at justeringene er innenfor akseptable toleranser for forandringer og hastigheten av forandring. I et åpent hull (uten noen lokal magnetisk gradient), bør det kompenserte magnetometer produsere sinusformede utganger under rotasjon ved konstant hastighet. En sjekk av denne tilstanden kan inkludere tilpasning av en sinuskurve til henholdsvis X- og Y-avlesningene, og verifisering av tilstrekkelig egnethet av tilpasningen. Hvis tilstedeværelsen av en signifikant gradient indikeres, kan rutinen for forspenningskompensasjon forsinkes inntil boringen fører sensoren frem til en "ren" seksjon av brønnboringen.

En forskyvning i den vinkel som er bestemt basert på en nominell rotasjonshastighet (se fig. 15) blir deretter anvendt på de forspenningskorrigerte, skalerte Bx-og By-målinger. Korrigering av både forspenningen og skalafaktoren er påkrevet for å unngå forvrengning av den utledede verktøyflatevinkel. Den magnetiske verktøyflate-vinkel bestemmes av tan-<1>(By/ Bx).

Det skal nå vises til fig. 18, hvor det er vist et plott av tellinger for hver sektor etter anvendelse av korreksjonene. Ved sammenligning med fig. 14, kan det ses at kurvene 803' og 805' ikke viser en asimutal forskyvning i forhold til kurven 801' (den laveste rotasjonshastighet). Det ses også at størrelsene av kurvene ved høyere hastighet ikke er mye forskjellig fra størrelsen ved lavere hastighet. Dette vil gi en bedre asimutal avbildning enn det som vil fremkomme ved data som korresponderer til fig. 4.

Forbedringen ved avbildningskapasitet gjelder også for andre formasjonsevalueringssensorer. For eksempel bruker fremgangsmåter ifølge kjent teknikk resistivitetssensorer for fremskaffelse av en resistivitetsavbildning av borehullets vegg. Lagdeling av jordformasjonen blir vanligvis indikert med resistivitetskontrast, slik at, ved tilpasning av sinuskurver til resistivitetsavbildningen, kan det fremkomme et tilsynelatende fall (og strøkretning) av lagdelen i forhold til borehullets akse. Absolutt fall og strøk kan deretter finnes fra undersøkelsesinformasjon. Ved tilstedeværelse av ikke-uniform rotasjon, kan sinusform-kurvetilpasning være et problem. Med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gjøres det kompensasjon for feil i verktøyflatevinkelen, hvilket resulterer i forbedret bestemmelse av lagdeling.

Et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelse er valget av det lavpassfilter som brukes til A/D-omformeren for magnetometerdataene. Kurven over vinkelfeil som er vist på fig. 6b hadde et 50 Hz lavpassfilter som ble anvendt på magnetometerdataene. Dette antas å være for restriktivt. Fig. 9 viser kurven over vinkelfeil for magnetometerdataene etter anvendelse av den prosess som er drøftet med henvisning til fig. 7, og med et 250 Hz lavpassfilter for A/D-omformeren. Størrelsen av feilen er typisk mindre enn 1° sammenlignet med verdier så store som 6° på fig. 7.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse har ovenfor blitt omtalt med hensyn på et gammastråleloggeverktøy. Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan imidlertid også brukes sammen med en hvilken som helst type loggeverktøy som har en sensitivitet som er avhengig av verktøyflatevinkelen. Fig. 20 viser arrangementet av en flerhet av resistivitetssensorer på en enkelt pute 1051. En slik konfigurasjon er omtalt i US-patent 6,173,794 tilhørende Thompson et al. Elektrodene er anordnet i en flerhet av rader og søyler: på fig. 20 er det vist to søyler og tre rader, med elektrodene identifisert som 1053a, 1053b, 1055a, 1055b,

1057a og 1057b. Når man har en flerhet av søyler øker den asimutale oppløsning av resistivitetsmålinger, mens når man har en flerhet av rader, så øker den vertikale oppløsning av resistivitetsmålinger. Resistivitetsmålinger er forskjellige fra nukleære målinger ved at det er liten eller ingen statistisk variasjon i målingene. Målingene gjøres følgelig hovedsakelig øyeblikkelig, og har følgelig en høyere oppløsning i asimutal vinkel enn nukleære målinger.

Et mangfold av resistivitetsensorer er omtalt i US-patentsøknad med serie nr. 10/657,870 tilhørende Ritter et al, hvilken har den samme rettsetterfølger som den foreliggende søknad, og hvis innhold inkorporeres heri ved referanse. Ritter beskriver en anordning og en fremgangsmåte til fremskaffelse av en resistivitetsavbildning av et borehull under boreoperasjoner. En resistivitetssensor holdes i en spesifisert avstand fra borehullets vegg. En prosessor bruker målinger fra en orienteringssensor på resistivitetsrørdelen for bestemmelse av en verktøyflateorientering under vedvarende rotasjon. Resistivitetssensoren kan være montert på en pute, ribbe eller en stabilisator. Resistivitetssensoren kan være galvanisk, og kan inkludere passende fokusering, beskyttelse og overvåkingselektroder. Et mangfold av fokuserings-teknikker kan brukes. En prosessor, fortrinnsvis nede i hullet, kan brukes til opprett-holdelse av et hovedsakelig konstant effektforbruk. Orienteringssensorene kan være et magnetometer, et akselerometer eller et gyroskop. I oljebasert slam kan det brukes kapasitiv kopling. Multifrekvensmålinger kan brukes i kombinasjon med kjente frekvensfokuseringsteknikker. Ritter beskriver også bruken av ikke-galvaniske sensorer for å foreta resistivitetsmålinger.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også brukes sammen med målinger som utføres med resistivitetsensorer som har tverrstilte induksjonsspoler, så som det som er beskrevet i US-patent 6,147,496 tilhørende Strack et al, hvis innhold inkorporeres heri ved referanse.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også brukes sammen med den anordning som er beskrevet i US-patentsøknad med serienr. 10/616,857 tilhørende Chemali et al. Anordningen som der er beskrevet inkluderer et roterbart vektrør, og kan inkludere i det minste én forlengbar stabilisator som er forbundet til vektrøret, og minst én sender for innføring av i det minste et RF-signal i formasjonen, og minst én mottaker for måling av fasen og dempning av RF-signalet når det forplanter seg gjennom formasjonen. Den minst ene mottaker og senderen avgrenser en flerhet av innbyrdes avstand mellom sender og mottaker. En hard overflate gjør at stabilisatoren kan ha en bestemt avstand fra borehullets vegg. Penetrasjonshastighet for vektrøret kan bestemmes ved bruk av f.eks. et aksialt akselerometer eller en annen resistivitetssensor som er plassert ved en forskjellig aksial posisjon.

En flerhet av retningssensorer kan brukes, idet hver av dem fortrinnsvis har sin egen tilknyttede prosessor forbundet med den felles buss.

Som beskrevet av Thompson et al, fremgangsmåten til prosessering av de innsamlede data fra et hvilket som helst av disse arrangementer av formasjonssen-sorer omtales med henvisning til fig. 21-22. For illustrative formål viser fig. 21 de "uinnpakkede" ("unwrapped") resistivitetsdata som kan registreres av en første resistivitetssensor som roterer i et borehull ettersom brønnen bores. Abscissen har verdier fra 0° til 360°, korresponderende til asimutale vinkler fra en referanseretning som er bestemt av en retningssensor. Den vertikale akse er tidspunktet for måling. Ettersom resistivitetssensoren roterer i borehullet mens den beveges sammen med borkronen, tegner den en spiralbane. Fig. 21 viser et sinusformet bånd 1131 som korresponderer til, f.eks., et lag med høy resistivitet som krysser borehullet i en fallende vinkel.

I en utførelse av oppfinnelsen bruker en nedihullsprosessor dybdeinformasjonen fra nedihullstelemetri som er tilgjengelig for telemetriinnretningen, og summerer valgfritt alle dataene innenfor et spesifisert dybde- og asimutsamplings-intervall for å forbedre forholdet S/N og redusere mengden av data som skal lagres. Et typisk dybdesamplingsintervall vil være 25,4 mm, og et typisk asimutalt samplings-intervall er 15°. En annen fremgangsmåte til redusering av mengden av data som lagres ville være å forkaste redundante samplinger innenfor dybde- og asimutsamp-lingsintervallet. De som er kyndige innen teknikken vil forstå at en 2-D filtrering av datasettet ved hjelp av kjente teknikker kan utføres før datareduksjonen. Dataene etter dette reduksjonstrinnet vises på en dybdeskala, hvor den vertikale akse nå er dybde og den horisontale akse fortsatt er den asimutale vinkel i forhold til en referanseretning. Den fallende posisjon av det resistive lag er angitt med sinuskurven 1101'. En slik dybdeavbildning kan fremskaffes fra en tidsavbildning hvis den absolutte dybde av resistivitetsensoren var kjent ved tidspunkter som korresponderer til målinger så som 1101 og 1103.

De som er kyndige innen teknikken vil forstå at en tilsynelatende fallvinkel mellom laggrensene og borehullets akse lett kan bestemmes av amplituden av sinus kurven 1101' og borehullets diameter. Den tilsynelatende fallvinkel er den vinkel som ses i et borehull når borehullet har en annen vinkel enn strøkvinkelen for en grenseflate. Gitt den tilsynelatende fallvinkel, retning av strøket, borehullets inklinasjon og asimut, kan den relative fallvinkel bestemmes. Borehullets inklinasjon og asimut fremskaffes f.eks. fra gyromålinger. For bestemmelsen av denne amplitude er det ikke essensielt å ha eksakte dybdemålinger: det er tilstrekkelig å kjenne penetra-sjonsraten (rate of penetration, ROP) under den tidsperiode sinuskurven 1101' blir målt under. En penetrasjonshastighet kan fremskaffes ved bruk av akselerometermålinger så som det som er beskrevet i US-patentsøknad med serienr. 10/167,332 tilhørende Dubinsky et al, hvilken har den samme rettsetterfølger som den foreliggende oppfinnelse, og hvis innhold inkorporeres fullstendig heri ved referanse. Som beskrevet i Dubinsky kan det brukes én av flere fremgangsmåter til bestemmelse av ROP. Disse inkluderer identifikasjon av maksima og minima for hastighet (fremskaffet ved integrasjon av akselerometermålinger), størrelse av gjennomsnittlig akselerasjon og en øyeblikksfrekvens for målinger.

ROP kan alternativt bestemmes ved hjelp av målinger som utføres med to resistivitetssensorer med en innbyrdes aksial avstand. Dette er på fig. 21 vist ved hjelp av et annet resistivitetsbånd 1131 som korresponderer til det samme fallende bånd 1101 som er målt ved en annen resistivitetssensor direkte over den første resistivitetssensor. Idet den innbyrdes avstand mellom den første og annen resistivitetssensor er kjent, beregnes en penetrasjonshastighet ved hjelp av mikroprosessoren ved måling av tidsforskyvningen mellom båndene 1101 og 1131. Tidsforskyvningen mellom båndene 1101 og 1131 kan bestemmes ved hjelp av én av mange metoder, inkludert krysskorrelasjonsteknikker. Denne kjennskapen til pene-trasjonshastigheten fungerer som en sjekk på om dybdeinformasjonen kommuni-seres ned i hullet, og, ved fravær av telemetridataene nede i hullet, kan den i seg selv brukes til å beregne ROP og tilsynelatende fall. Denne metoden er særlig nyttig i borehull med stort avvik, eller en hvilken som helst situasjon hvor den tilsynelatende fallvinkel er stor, slik at én enkelt resistivitetssensor ikke vil se hele sinuskurven.

Alternativt kan en hypotetisk verdi for tilsynelatende fall beregnes nede i hullet for en antatt ROP, og sendes til overflaten ved hjelp av telemetriinnretningen. Den korrigerte fallverdi tilveiebringes av overflatesystemet ved å ta hensyn til forholdet mellom den antatte ROP-verdi fra nedihullsprosessoren og den faktiske ROP som måles ved overflaten.

I fremgangsmåten som er beskrevet av Thompson er resistivitetssensorene på en hylse som er frakoplet fra vektrøret, og således roterer ganske langsomt. Herav kommer de problemer som er drøftet ovenfor med hensyn på fastkjørings-løsnings-bevegelse av borestrengen, ikke-uniforme rotasjonshastigheter, og tidsforsinkelser mellom tidspunktet for målinger som utføres ved hjelp av orienteringssensoren og resistivitetssensoren. Ikke-uniform rotasjonshastighet og tidsforsinkelse vil imidlertid være et problem med de fremgangsmåter som er beskrevet av Ritter og med de fremgangsmåter som er beskrevet av Clark et al. Hvis det ikke gjøres korreksjon for disse effektene, vil den uinnpakkede avbildning av en formasjonsgrense være vanskelig å tolke. Dette er vist på fig. 22 på en overdrevet måte.

Fig. 3 viser en sinuskurve 1161 som korresponderer til en laggrense. Langs sinuskurven er det avbildet eksemplifiserende posisjoner 1151a, 1153a, 1155a, 1157a og 1159a, ved hvilke en enkelt sensor krysser laggrensen. Hvis rotasjonshastigheten for borestrengen er ikke-uniform, så, ved tilstedeværelse av en tidsforsinking mellom orienterings- og resistivitetssensorene, synes sensoren å krysse laggrensen ved punkter som er angitt med 1151 b, 1153b, 1155b, 1157b og 1159b, hvilket gir en kurve 1163 som ikke er sinusformet, slik at kurvetilpasningsteknikker ifølge kjent teknikk for å identifisere fallet til en laggrense ikke vil virke. Når ROP er liten, er effekten av den ikke-uniforme rotasjon å redusere oppløsningen av laggrensen.

I en annen utførelse av oppfinnelsen kan det gjøres avbildningskorreksjon, og mulig fastkjøring-løsning kan identifiseres. Dette er skjematisk vist på fig. 24. Fig. 24 viser tre grenseflater 1201, 1203 og 1205 slik de vil fremtre hvis det ikke gjøres noen korreksjon. Områdene 1221 og 1223 korresponderer til orienteringer hvor det er mulig fastkjøring under rotasjon av borestrengen. Ved anvendelse av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse vil disse irregulære kurver være sinuskurver. Avbildningene er ikke begrenset til resistivitetsmålinger - de kan være avbildninger som fremskaffes ved hjelp av et hvilket som helst verktøy for avbildning av borehullet ifølge kjent teknikk, inkludert akustiske avbildninger, tetthets-avbildninger eller porøsitetsavbildninger.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan brukes ved reser-voarnavigasjon hvor hensikten er å holde borehullet i en bestemt relasjon i forhold til en fluid grenseflate og/eller en kappebergart. Dette er skjematisk vist på fig. 25a og 25b. Fig. 25a viser en vertikal seksjon gjennom et reservoar som har en kappebergart 1251, oljesone 1253 og vannsone 1255. Toppen av reservoaret er angitt med 1257, mens kontakten olje-vann er angitt med 1259. Det er også vist to eksemplifiserende borehull med 1261 og 1263.

Fig. 25b er et forenklet planriss av fig. 25a hvor brønnene er angitt med 1261' og 1263'. Med 1265 er det også vist kanten av det oljeholdige parti av formasjonen - det krumme parti ved 1265 på toppen av fig. 25b er en indikasjon på at reservoaret innsnevres. Idet man har i tankene den kjensgjerning at resistivitetssensorer er i stand til å se en avstand inn i formasjonen, vil målinger som gjøres i brønnboringen 1263 generelt være uten særtrekk, med mindre borehullet kommer for nært enten en kappebergart eller kontakten olje-vann. Når borehullet nærmer seg enten kappe-bergarten, vil en forandring i resistivitet bli tatt opp i det øvre parti av sinuskurven, mens, hvis borehullet nærmer seg kontakten olje-vann, vil en redusert resistivitet vises på det nedre parti av sinuskurven. I begge tilfeller vil avbildningen være symmetrisk.

På den annen side, i brønnboringen 1261, vil disse samme trekk opptre som symmetriske i forhold til retningene opp og ned, hvilket skyldes innsnevringen av reservoaret. Deteksjon av slike trekk krever klart en nøyaktig bestemmelse av verktøyflatevinkelen.

Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også brukes sammen med kabelloggeverktøy. Når den brukes sammen med kabelverktøy er det nødvendig med en motor for å rotere sammenstillingen gjennom forskjellige verktøy-flatevinkler, for å tilveiebringe adekvat sampling over omkretsen av borehullet. Kabel-verktøyene kan kjøres i åpent hull, eller, i tilfelle av visse type sensorer, så som en gammastrålesensor, i et foret hull. En glattvaiersensorsammenstilling kan også brukes innenfor en borestreng for enkelte typer av målinger.

Selv om den foreliggende redegjørelse er rettet mot de foretrukne utførelser av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være åpenbart for de som har fag-kunnskap innen teknikken. Det er meningen at alle variasjoner innenfor rammen og idéen for de vedføyde krav skal omfattes av den foregående redegjørelse.

Claims (36)

1. Anordning til bruk på en bunnhullssammenstilling (BHA) (90) for transport i et borehull (26) i en jordformasjon (405, 407), hvilken anordning omfatter: en orienteringssensor som utfører målinger som er indikative for en verktøyflatevinkel av BHA'en (90) under rotasjon av BHA'en (90); minst én resistivitetssensor for utførelse av målinger av en resistivitet av jordformasjonen under den vedvarende rotasjon; og en prosessor for, fra resistivitetsmålingene og orienteringssensormålingene, bestemmelse av en tilsynelatende fallvinkel mellom en akse i borehullet (26) og en grenseflate (1201, 1203, 1205) i jordformasjonen hvor BHA'en (90) har en ikke-uniform rotasjonshastighet,karakterisert vedat orienteringssensoren er forbundet med en første prosessor (251), og at den minst ene resistivitetssensor er forbundet med en andre prosessor (254), idet den første (251) og den andre (254) prosessor er på en felles buss (260).

2. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat grenseflaten er en laggrense (403).

3. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat grenseflaten er en kontakt olje-vann (1259).

4. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat den minst ene resistivitetssensor omfatter to resistivitetssensorer med en innbyrdes aksial avstand.

5. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat den minst ene resistivitetssensor omfatter en galvanisk sensor.

6. Anordning som angitt i krav 5, karakterisert vedat den galvaniske sensor omfatter en fokusert sensor.

7. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat den minst ene sensor omfatter en induksjonssensor.

8. Anordning som angitt i krav 7, karakterisert vedat induksjonssensoren omfatter en sensor som har en spole med en akse som er skråstilt i forhold til en akse i BHA'en (90).

9. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat resistivitetssensoren omfatter en flerhet av innbyrdes avstand for sender-mottaker og videre omfatter kretser for måling av i det minste det ene av: (i) en amplitudedifferanse, og (ii) en fasedifferanse for signaler, målt ved flerheten av innbyrdes avstander.

10. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et magnetometer (712).

11. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et akselerometer (88; 204x, 204y, 204z).

12. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat den videre omfatter et gyroskop (202) for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for en inklinasjon og asimut av borehullet (26).

13. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat prosessoren videre er egnet til å bestemme en forspenning i orienteringsmålingene.

14. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et par av magnetometere, og ved at prosessoren videre er egnet til å bestemme en skalafaktor som vedrører utgangene fra de to magnetometere.

15. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat resistivitetssensoren er montert på det ene av: (i) en pute (1051), (ii) en ribbe og (iii) en stabilisator.

16. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat prosessoren videre er egnet til å korrigere en avbildning av borehullet (26).

17. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat prosessoren videre er egnet til å styre en boreretning for borehullet (26) basert på den tilsynelatende fallvinkel.

18. Anordning som angitt i krav 1, karakterisert vedat prosessoren videre er egnet til å bestemme den tilsynelatende fallvinkel basert på en tilsynelatende penetrasjonshastighet.

19. Fremgangsmåte til bestemmelse av en fallkarakteristikk for en jordformasjon (405, 407), hvilken fremgangsmåte omfatter: transport av en bunnhullssammenstilling (BHA) (90) inn i et borehull (26) i en jordformasjon (405, 407); bruk av en orienteringssensor på BHA'en (90) for utførelse av målinger som er indikative for en verktøyflatevinkel av BHA'en (90) under rotasjon av BHA'en (90); bruk av minst én resistivitetssensor på BHA'en (90) for utførelse av målinger av en resistivitet av jordformasjonen under den vedvarende rotasjon; og bestemmelse av, fra resistivitetsmålingene og orienteringssensormålingene, fallkarakteristikken for jordformasjonen, hvilken bestemmelse korrigerer for en ikke-uniform rotasjonshastighet for BHA'en (90),karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter: kopling av en første prosessor (251) som er forbundet med orienterings sensoren, og en andre prosessor (254) som er forbundet med den minst ene resistivitetssensor, til en felles buss (260).

20. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den videre omfatter bruk av den bestemte fallkarakteristikk for styring av en boreretning for borehullet (26).

21. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat fallkarakteristikken omfatter en tilsynelatende fallvinkel mellom en akse i borehullet (26) og en laggrense (403) i jordformasjonen (405, 407).

22. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat bestemmelse av fallkarakteristikken videre omfatter bruk av målinger fra en ytterligere resistivitetssensor som har en aksial avstand fra den minst ene resistivitetssensor.

23. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den minst ene resistivitetssensor omfatter en galvanisk sensor.

24. Fremgangsmåte som angitt i krav 23, karakterisert vedat den galvaniske sensor omfatter en fokusert sensor.

25. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den minst ene resistivitetssensor omfatter en induksjonssensor.

26. Fremgangsmåte som angitt i krav 25, karakterisert vedat induksjonssensoren omfatter en sensor som har en spole med en akse som er skråstilt i forhold til en akse i BHA'en (90).

27. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat resistivitetssensoren omfatter en flerhet av innbyrdes avstander sender-mottaker, og ved at bruken av resistivitetssensoren videre omfatter utførelse av målinger av i det minste det ene av: (i) en amplitudedifferanse, og (ii) en fasedifferanse mellom signaler som måles ved flerheten av innbyrdes avstander.

28. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et magnetometer (712).

29. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et akselerometer (88; 204x, 204y, 204z).

30. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den videre omfatter bruk av et gyroskop (202) for tilveiebringelse av en måling som er indikativ for en inklinasjon og asimut i borehullet (26).

31. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den videre omfatter en bestemmelse av en forspenning i orienteringsmålingene.

32. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat orienteringssensoren omfatter et par av magnetometere, idet fremgangsmåten videre omfatter bestemmelse av en skalafaktor som vedrører utgangene fra de to magnetometere.

33. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat resistivitetssensoren er montert på det ene av (i) en pute (1051), (ii) en ribbe og (iii) en stabilisator.

34. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert vedat den videre omfatter fremskaffelse av en avbildning av borehullet (26).

35. Fremgangsmåte som angitt i krav 34, karakterisert vedat den videre omfatter korrigering av avbildningen.

36. Fremgangsmåte som angitt i krav 34, karakterisert vedat den videre omfatter identifisering av verktøyflatevinkler som er forbundet med en fastkjøring av BHA'en (90).