(57)【要約】      （修正有）【課題】掘削孔用装置に搭載された慣性センサからの慣性データ信号における不要な振動に対して減衰効果を与える電子回路を提供する。【解決手段】指向性装置２２はゾンデの形状の円筒ハウジング３２を有する。従来型のバッテリーパック４３と指向性装置３４とがハウジング３２の内部に搭載されている。三つの減衰回路３６、ＡＤＣ３８、信号処理回路４０、ＭＷＤ遠隔測定ユニット４２、三つの慣性センサ４４、４６、４８、及び三つの磁力計４４’、４６’、４８’などの部品が指向性装置の内部に搭載されている。慣性センサのそれぞれに一つが対応するよう減衰回路３６がある。指向性装置が掘削による振動をうけると、加速度計からの出力電流は、その上に重ねられた周期的又は非周期的なＡＣ様の波形を有する。しかし減衰回路のコンデンサのリアクタンスは周波数と共に増加し、低域フィルターは出力電流中のそのようなＡＣ周波数成分を地面へと短絡する。【選択図】図８
2011190676.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
掘削孔における作業に使用される装置であって、
掘削孔における作業中に慣性データ信号を提供するよう形成された少なくとも一つの慣性センサと、ここで、前記慣性データ信号は不要な振動の影響を受け、
前記慣性データ信号に前記不要な振動の影響に対する減衰効果を与えるように形成された電子回路と
を有し、前記電子回路は、静電容量効果を増大することによって前記慣性データ信号における前記不要な振動の影響を補正するよう形成されていることを特徴とする装置。
【請求項２】
前記電子回路は能動的に地面へ電流を吐き出す又は地面から電流を吸い込むように形成されていることを特徴とする請求項１に記載の装置。
【請求項３】
前記電子回路は可変減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項２に記載の装置。
【請求項４】
前記電子回路は、装置が掘削孔内に配置されると減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項３に記載の装置。
【請求項５】
前記電子回路は、前記慣性センサの振動にかかわらず捕捉範囲内の出力ＤＣ電圧を維持するように形成されていることを特徴とする請求項４に記載の装置。
【請求項６】
掘削孔における作業中に慣性データ信号を提供するようそれぞれ形成された相互に垂直な三つの慣性センサを備えていることを特徴とする請求項５に記載の装置。
【請求項７】
それぞれのセンサは、慣性データ信号の不要な振動の影響に対する減衰効果を提供するよう形成された電子回路に接続されていることを特徴とする請求項６に記載の装置。
【請求項８】
それぞれの電子回路は、能動的に地面に電流を吐き出す又は地面から電流を吸い込むことによって前記回路の静電容量効果を増大するように形成されていることを特徴とする請求項７に記載の装置。
【請求項９】
それぞれの電子回路は、可変減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項８に記載の装置。
【請求項１０】
それぞれの電子回路は、装置が掘削孔内に配置されると減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項９に記載の装置。
【請求項１１】
それぞれの電子回路は、慣性センサの振動にかかわらず捕捉範囲内に出力ＤＣ電圧を維持するように形成されていることを特徴とする請求項１０に記載の装置。
【請求項１２】
掘削孔用装置の運転方法であって、
前記掘削孔用装置に搭載されている少なくとも一つの慣性センサを用いて掘削孔における作業中に慣性データ信号を取得する段階と、ここで、前記慣性データ信号は不要な振動による影響を受け、
前記掘削孔用装置に搭載されている電子回路を用いて慣性データ信号における不要な振動の影響に対する減衰効果を提供する段階と、
を有し、前記電子回路は静電容量効果を増大することによって前記慣性データ信号における不要な振動の影響を補正するように形成されていることを特徴とする方法。
【請求項１３】
能動的に地面に電流を吐き出す又は地面から電流を吸い込むことによって前記電子回路の静電容量効果を増大するように前記電子回路を形成する段階を更に有することを特徴とする請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
可変減衰効果を提供するように前記電子回路を形成する段階を更に有することを特徴とする請求項１３に記載の方法。
【請求項１５】
前記掘削孔用装置が掘削孔内に配置されると減衰効果を提供するように前記電子回路を形成する段階を更に有することを特徴とする請求項１４に記載の方法。
【請求項１６】
前記慣性センサの振動にかかわらず捕捉範囲内に出力ＤＣ電圧を維持するように前記電子回路を形成する段階を更に有することを特徴とする請求項１５に記載の方法。
【請求項１７】
前記掘削孔用装置が相互に垂直な三つの慣性センサを有しており、それぞれのセンサが掘削孔における作業中に慣性データ信号を提供するように形成されていることを特徴とする請求項１２に記載の方法。
【請求項１８】
それぞれの慣性センサが、前記慣性データ信号における不要な振動の影響に対して減衰効果を提供するように形成された電子回路に接続されていることを特徴とする請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
能動的に地面に電流を吐き出す又は地面から電気を吸い込むことによって前記電子回路の静電容量効果を増大するようにそれぞれの電子回路を形成する段階を更に有することを特徴とする請求項１８に記載の方法。
【請求項２０】
それぞれの電子回路が可変減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項１９に記載の方法。
【請求項２１】
それぞれの電子回路が、前記掘削孔用装置が掘削孔内に配置されると減衰効果を提供するように形成されていることを特徴とする請求項２０に記載の方法。
【請求項２２】
それぞれの電子回路が、前記慣性センサの振動にかかわらず捕捉範囲内に出力ＤＣ電圧を維持するように形成されていることを特徴とする請求項２１に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は地下で使用される装置に関連し、特に、掘削孔用の装置／機器を稼働するための回路設計に関連する。
【背景技術】
【０００２】
傾斜掘りは、油及び／又はガスを発見するために、及び多用途の水平方向掘削（ＨＤＤ）部のために、垂直でない井戸を掘るために利用されている。これは、坑底アセンブリ（ＢＨＡ）としても知られるドリルストリングの最下部を制御することによって実現できる。通常、ＢＨＡは（垂直なドリルストリングにおいて下から上に）ビット、（操縦可能なシステムに屈曲をもたらす）マッドモータ、スタビライザ、ドリルカラー、重量ドリルパイプ、ジャーリング装置（「ジャーズ」）、及び様々なねじ形状に重複する部分を有する。ＢＨＡはビットに力を加えることによって、（ビットにのしかかっている）岩を砕き、厳しい機械環境を乗り切り、井戸の方向の制御を掘削機にもたらす。ＢＨＡは、マッドモータ、傾斜掘り及び測定用装置（「指向性装置」）、測定掘削機器、記録掘削機器、及び他の特殊な装置を有する場合もある。
【０００３】
通常、垂直から外れた井戸を掘るために、（マッドモータのハウジングの上又は中に配置された）屈曲部がビットの長手軸を約０．５°から３．０°だけドリルストリングの軸から離して配置する。ドリルストリングの先端におけるこのわずかな方向の変更は、井戸内でビットにかかる重量及び／又は屈曲部の角度位置を調節することによって掘削方向を調節可能にするのに十分である。ビットにかかる力が大きいほど、井戸の現在の軸から大きく外れさせ、逆も同様である。
【０００４】
希望する目的地へと、たぶん所定の経路に沿って地表から到達するように掘削の方向をモニタリングすることが重要である。この目的のため、その機能が屈曲部の現在の位置を示すデータを地表に送ることである指向性装置をＢＨＡは有しているため、必要であれば、ドリルストリングを回転させる及び／又はビットにかかる重量を調整することによって調節が可能である。指向性装置はマッドモータより下に配置されている場合もある。
【０００５】
現在、磁性指向性装置は、ほぼ油井構造物及び（例えば、河川を横断する）実用的な水平方向の掘削部内において開孔の傾斜掘削孔の掘削軌跡のモニタリング及び制御においてのみ使用されている。通常は、指向性装置はドリルストリングのＢＨＡの軸に沿って設置されている。
【０００６】
指向性装置は多数のセンサを備えており、センサの出力情報は機器（ひいてはビット）の方向を決定するために解析可能である。センサは、垂直な三つの慣性グレードの加速度計と、三つの垂直な精密磁力計とを備えており、装置の本体の姿勢がそこから発せられる地球の重力及び磁界に関する装置のベクトル測定結果から決定される場合もある。磁力計及び加速度計は指向性装置内に設置されており、それぞれの種類の一つがＸ、Ｙ、及びＺ軸に向けられている。通常、Ｘ及びＹ軸は相互に垂直であり、指向性装置の長手軸に対して垂直である。通常は、Ｚ軸はＸ及びＹ軸の両方に垂直であり、指向性装置の長手軸に平行である。装置のハイサイドは、装置のＺ軸上であり且つＺ軸に沿った垂直面に対する（通常は重力Ｘ又は重力Ｙ軸から測定される）側部装置の参照からの（通常は３６０度にわたって回転される）回転角である。
【０００７】
ＢＨＡに指向性装置が搭載されると、通常は、屈曲部が向く（ＢＨＡの軸に垂直な）角度方向と指向性装置のハイサイド角との間にいくらかの角度のずれが生じる。この角度のずれはＢＨＡが掘削孔内に移動する前に現地で測定される。このずれは指向性装置からもたらされる方位基準を調整するために利用され、掘削者には掘削孔のハイサイドから曲がっているＢＨＡの角度の測定結果について情報が提供される。掘削孔のハイサイドからの屈曲部の角度方向の表示は、「グラビティツールフェース（gravity  toolface）」測定として知られている。この方向は、ツールフェイスがつけられた丸いダイヤルにおいて掘削者に表示される場合もある。使用時には、それぞれのセンサからの出力がアナログからデジタルへと変換され、サンプルは平均化されて他のセンサの出力と共に処理されることによって、グラビティツールフェース測定を行うことが出来る。
【０００８】
通常は、「ケリーダウン（kelly  down）」の終了後であり且つスタンド又はドリルパイプの追加及び掘削活動の再開前においてドリルストリングが固定されているときに、掘削孔の測量は行われる。これらの状態においては、ドリルパイプは固定されており、指向性装置からの安定した測定値が容易に得られる。
【０００９】
操縦可能な（摺動）アセンブリを用いて掘削することによって、ドリルビットを駆動するための電力がＢＨＡ内のマッドモータから得られる場合、掘削方向の制御は掘削リグの回転テーブル又は最上部の駆動によるＢＨＡの回転位置によって影響を受ける。そのような装置は掘削と操縦を同時に行うことを可能にする。しかし、ＢＨＡが（通常５−５００Ｈｚの範囲の周波数であるランダムな３軸方向の振動である）掘削により生じる振動にさらされるため、掘削中に行われるグラビティツールフェース測定は安定しない又は測定値に過度の変動をもたらす。このことは井戸の方向の正確な追跡をより困難にしており、環境によっては、井戸の方向を確認するために定期的に掘削が中断される。
【００１０】
それにも関わらず、あるオペレータは、操縦可能なアセンブリの運転中に「急いで測量（surveys  on  the  fly）」を行い、迅速なデータ取得及び高度な平均化技術に頼ることによって、定量的な操縦及び測量のデータを得ることを試みている。
【００１１】
例えば、ビットにおける傾斜などの測量取得及び軌跡制御、回転アセンブリの傾斜及び測量、地理誘導、及び回転操縦システム（ＲＳＳ）などの指向性装置を利用する他の回転掘削及び操縦の利用もあり、後者は能動的なグラビティツールフェース制御又は完全な（傾斜及び方位角の）追跡制御のための慣性プラットフォームの回転安定化を利用している。そのような利用においては、指向性装置のセンサも掘削により生じる振動によって機能が損なわれる。
【００１２】
上記の全ての用途において、掘削により生じる振動は非常に深刻であり、センサの出力は飽和し、データ取得及び平均化技術によって処理できない非直線性を生じる。
【００１３】
油井建造及び公益事業は、地球の重力場（Ｇ）の測定のために市場で入手可能な様々なサーボ機構の加速度計を利用しており、正確な測定のための産業的な標準はクオーツの可撓性ヒンジ装置である。これらは一般に閉ループ構造であるため、整流トルカ（torquer）コイルを流れる電流はプルーフマスの位置にサーボ制御され、制御はプルーフマスを平衡又はゼロ位置に維持しようとする。トルカ電流の大きさは加速度計が感知する軸に作用する重力場の測定値である。
【００１４】
図１は、そのような加速度計Ａからの出力を処理するための周知の回路の一部を示している。加速度計Ａが静止していることを前提とし、加速度計Ａはその検出軸に沿った加速に比例する安定した電流を出力する。装置の必要な方向の測定値を得ることを目的とする掘削において、加速度計からのＤＣ出力のみが関与する。出力電流は精密抵抗Ｒ１によって測定可能なＤＣ電圧に変換され、次に電圧はアナログ−デジタル変換機又はＡＤＣ（図示しない）によって測定される。使用中に、指向性装置内の温度も測定され、装置及び電子機器に補正率を適用するために利用される。三つの加速度計が指向性装置に搭載されているため、上述したように装置のＸ、Ｙ及びＺ軸のそれぞれに沿った重力場の成分を測定することができる。これらの加速度計は、大きさ及び不整合誤差が最小化されるように、装置のハウジングに設置された後に較正及びモデル化される。したがって、加速度計の反復可能及び予測可能な機能はＧのモデル化及び測定を正確にするために非常に重要である。
【００１５】
現在、掘削産業においては、それぞれの加速度計によって提供される傾斜測定値に０．１°の精度が求められている。この精度のレベルは、指向性装置がそれぞれの加速度計の傾斜において１ｍＧの変化を検出可能でなければならないことを意味している。市販の加速度計からの一般的な出力電流は約３．０Ａ／Ｇであり、これは出力電流を処理する電気回路が３μＡ程度の出力電流の変化を分解可能でなければならないことを意味する。
【００１６】
出願人はこの目的を実現する上での特有の問題を特定した。具体的には、現在は、精密抵抗を通る加速度計からの出力電流によって生じるＤＣ電圧をサンプリングするために、事実上全ての指向性装置がＡＤＣ変換機を利用している。それぞれのＡＤＣは一定の電圧捕捉範囲と一定数のビットの分解能とを有する。１２ビットの分解が一般的であり、ビット数がいくつであろうと問題は同じである。要求されるレベルで分解するために、正負両方の入力電圧に対して少なくとも１０００の量子化レベルを用いることが必要である。したがって、ＡＤＣの電圧捕捉範囲が掛けられる（１０００／合計数の量子化レベル）で与えられるＡＤＣに必要な最小の電圧入力値が存在する。
【００１７】
例えば、最大１８６の１２ビットＡＤＣが一般に指向性装置で用いられている。これは±２Ｖの捕捉範囲を有しているため、所望される分解能を得るための回路からの最小入力電圧は±０．９８Ｖから±１Ｖである。
【００１８】
掘削が測量値を得るために停止されると、回路からのＤＣ電圧は安定になり、ＡＤＣの捕捉範囲内に収まる。
【００１９】
しかし、（操縦可能なアセンブリによって掘削する際に生じるような）振動状態においては、それぞれの加速度計からの出力はＤＣ成分の頂点における不定期なＡＣ様の波形の付加によって変化する。このＡＣ波形は、振動状態におけるゼロ位置にプルーフマスをしっかりと保持するために必要な変更可能なトルカコイルの電流によって生じる。それにも関わらず、加速度のＤＣ成分の抽出は検出システムの周波数帯域幅能力内で可能である。しかし出願人は、既存の回路における数Ｇ以上の振動に対する耐性は非常に悪いことを見出している。起こることは、回路からのＤＣ出力がすぐにＡＤＣの捕捉範囲外に出てしまい、ＤＣ出力電圧の切り取りと整流エラーが生じ、数十度外れる可能性のあるグラビティツールフェース測定をもたらす。
【００２０】
図２及び３は、図１に示されている回路を採用している指向性装置の反応を示している。装置はテストリグに向けられており、Ｚ軸は水平であり、加速度計のＸ及びＹ軸はそれぞれ水平からプラス４５°及びマイナス４５°であった。指向性装置は垂直面において２５Ｈｚで５ｇの一定のピークである加速度で正弦波振動していた。図２において、Ｘ軸における時間に対して、Ｙ軸は三つの加速度計のそれぞれからの加速度出力のベクトルの和（Ｇｔｏｔ）を示している。振動が開始する前に、１Ｇｔｏｔの正確な測定値が装置から出力された。振動が開始するとすぐに、出力は０．４Ｇｔｏｔに変化し、それは振動の整流エラーによって起こる。上述したように、回路からの出力電圧がＤＣ電圧が入力されるＡＤＣの電圧捕捉範囲を上回ることによって、このエラーは起こる。したがって、電圧はＡＤＣによって切り取られ、波形の正側及び負側のそれぞれにおいて切り取られた信号の比率が整流エラーの方向及び大きさを決める。図３は装置のハイサイドの出力におけるエラーを示しており、それは、装置が実際には全く回転していないときに軸が約１０°回転したことを示している。使用に際して、この測定結果が上述した角度のずれと組み合わされることによって、ツールフェイスの測定値がもたらされる。これは１０°だけ不正確であり、実際に何も必要とされない場合には、掘削者に掘削を停止させ、ストリングに対する回転補正を行わせる原因となる。
【００２１】
図２のずれた部位の正弦様部分は実験中にＡＤＣによって行われたサンプリングのエイリアシング効果である。具体的には、サンプリングレートが約３０分続いた実験全体に対して１２０サンプルのみであった。そのため、サンプリングレートがナイキスト基準を満たしておらず、入力頻度のエイリアシングが予測可能であった。それにも関わらず、実験が整流エラーの問題を示したため、このことは重要ではない。一般に、掘削孔測定において、加速度計からの出力信号は通常数百キロヘルツにおいてサンプリングされ、掘削によって生じる振動は通常５〜５００Ｈｚの範囲であるため、そのようなエイリアシングは実際には行われない。
【００２２】
図１の回路に対する改良が図４に示されており、この後者の回路はしばらくの間当該分野において用いられてきた。図４の回路は、トルカコイル電流検出抵抗Ｒ１と平行にＲ２及びＣ２を備える低インピーダンス経路を用いている。これは、出力信号のＡＣ成分において周波数のかなりの部分を地面に短絡する効果を有する。
【００２３】
図５及び６は、図４の回路を採用している指向性装置における実験結果を示している。実験は図１の回路を用いて行った実験と同様に行った。明らかに分かるように、出力Ｇｔｏｔとハイサイドは振動整流エラーの減少を示しており、グラビティツールフェース測定が掘削中に行われた場合に改善された成果を示している。
【００２４】
改善された成果にもかかわらず、図４に示される種類の回路及び類似の作動原理を採用している他の回路にはいくつかの問題が存在している。具体的には、コンデンサＣ２の遮断周波数（３ｄＢポイント）がＡＣ成分の大半を除去できるほど十分に低い場合、コンデンサＣ２は非常に大きいことが必要になる。一般的に必要な静電容量は１００〜３００μＦの範囲である。そのような静電容量は多くの場合は湿式タンタルコンデンサによってもたらされるが、それは例えば１５ｍｍの直径×３０ｍｍの長さであり物理的に非常に大きい。湿式タンタルコンデンサは分極されているために（加速度計からの双極性振動に適合するためには）１個の加速度計につき２個のそのようなコンデンサが必要となるため、３個全ての加速度に対して６個のコンデンサが必要であるという事実によりその問題は悪化する。このことは、指向性装置内の回路に利用可能な空間のかなりの部分を使用してしまう。装置を小さくする産業上の圧力が存在する。例えば、従来のいくつかの指向性装置は、２５ｍｍから３６ｍｍの直径及び３０４ｍｍの長さ（１２インチ）の円柱空間内に適合しなければならない。したがって、省スペース化が可能であることが望まれる。
【００２５】
更なる問題は、指向性装置は例えば−５℃から約１７５℃の広範な温度において長期間確実に作動しなければならないことである。高温においては、電解コンデンサが内部漏洩し、それは温度に対して非直線となる電流の漏洩を引き起こすことが知られている。その影響は信号処理の間に容易に補正できないために、このようなことは非常に好ましくない。
【００２６】
装置の耐振動性のわずかな改善は、(例えば１６ビットの)より大きな分解ＡＤＣを用いることによって行うことが可能であり、必要な定量化レベルの数値（例えば１０００）はより小さな割合を占める。しかし、これはＤＣ電圧の切り取りを防ぐことができず、整流エラーも存在する。
【００２７】
したがって、問題を解決する又は上述したエラーを少なくする改良された装置及び機器の設計に対する需要がある。
【発明の概要】
【００２８】
発明のある実施形態は、掘削孔における作業に用いられる装置を提供する。当該装置は、掘削孔における作業中に慣性データ信号を提供するように形成された少なくとも一つの慣性センサと、慣性データ信号における不要な振動の影響に対する減衰効果を提供するように形成された電子回路と、を備えており、慣性データ信号は不要な振動の影響を受け、電子回路は慣性データ信号への不要な振動の影響を補正するために静電容量効果を増幅するよう形成されている。
【００２９】
本発明のある実施形態は、掘削孔用装置を運転する方法を提供する。当該方法は、掘削孔用装置に搭載された少なくとも一つの慣性センサを利用して掘削孔における作業中に慣性データ信号を取得する段階と、掘削孔用装置に搭載された電子回路を用いて慣性データ信号における不要な振動の影響に対して減衰効果をもたらす段階を有し、慣性データ信号は不要な振動の影響を受け、電子回路は慣性データ信号における不要な振動の影響を補正するために静電容量効果を増幅するよう形成されている。
【００３０】
本発明のある実施形態においては、装置は、掘削作業の一部である掘削孔の形成において使用できる慣性データを提供するために閉ループサーボ機構を備える少なくとも一つの慣性センサを有しており、慣性センサは掘削孔の形成に関連して掘削孔にもたらされる不要な振動を受けやすく、使用中に不要な振動が慣性センサからの出力電流に波形として重ねられ、装置は出力電流から少なくともいくつかの波形をフィルタリングするための静電容量を有する減衰回路を備えており、減衰回路は出力電流の波形部に対するシンクを有することによって、減衰回路によってもたらされるフィルタリング効果を向上することができることを特徴とするように構築されている。掘削孔に生じる不要な振動は掘削により生じる振動を含むが、慣性センサの出力電流に影響を与える他のあらゆる掘削孔の振動も含む。ある実施形態においては、シンクは正及び負の両方の電流シンクとして機能し、シンクは波形の正及び負の部分の両方に作用する。慣性データは、限定されないが、以下の掘削作業の一つ又は組み合わせに有効である：掘削孔追跡誘導、地理誘導、回転誘導掘削、ＲＰＭデータ、ガンマ線ビニングデータ及びドリルストリングのスティック／スリップの測定、並びに垂直孔掘削。例えば、慣性センサによって提供される慣性データはセンサの検出軸に沿った加速度を表す。この目的に有用なセンサの一種は加速度計である。
【００３１】
ある実施形態の一つの具体的な利点は、正確な測定値を提供している間に、少なくとも一つの慣性センサが掘削孔の振動源（例えばドリルビット）の近くに配置可能であることである。ツールフェイスの測定結果が実施のツールフェイスのより近くにおいて得られ、掘削追跡をより正確に管理できるため、このことは非常に有益である。
【００３２】
ある実施形態において、閉ループサーボ機構のフィードバックの少なくとも一部が操作及び減衰回路による処理のために慣性センサの外部から利用可能になっている。別の実施形態においては、減衰回路は慣性センサの一部であり、慣性センサのハウジングの外部から利用可能なフィードバックの部分は無い。ある実施形態においては、シンクはコンデンサによって提供されている別の接地経路から分離した波形のための接地経路を備える。
【００３３】
ある実施形態において、シンクは減衰回路における実効静電容量を増加させるためにソリッドステート回路を有している。ソリッドステート回路は、本明細書において提案されているように機能するように配置された複数の分離したトランジスタを有していても良い。もしくは、ソリッドステート回路はオペアンプを備えていても良い。
【００３４】
ある実施形態において、シンクは、コンデンサを通り越した出力電流の一部をオペアンプの出力へとバイパスするために、ネガティブフィードバックオペアンプとシャント抵抗とを備えており、使用時に、オペアンプがコンデンサのために電流を供給すると共に電流を吸い込むため、減衰回路における実効静電容量を増加させることができる。
【００３５】
減衰回路は、慣性センサからの出力電流をコンデンサを有する低域フィルターを介してオペアンプの非反転入力部へと入力するよう形成されていても良い。
【００３６】
ある実施形態においては、電流バッファーがオペアンプの出力に付与されている。この構成の一つの利点は、オペアンプの電流出力が改善されることである。具体的には、高温（例えば約１５０℃以上）での発明の使用において必要となる種類のオペアンプ（例えば、低電力、高精度、小補正、小帯域幅）は、数ミリアンペアを超える電流を供給又は吸収できない。電流バッファーは電流量を増加させ、オペアンプは慣性センサからの波形出力を取り扱うために供給及び吸収できる。更なる利点は、この電流を供給及び吸収する放熱が１つより多くの複数の部品に広がることであり、このことは掘削孔における高温での使用に重要である。ある実施形態においては、シンクが静電容量増幅器を備えている。
【００３７】
ある実施形態において、減衰回路は約１００Ｈｚ未満の遮断周波数を有しているため、慣性センサの向きを意図的に変更することにより、静電容量を通して蓄えられている電圧、及び減衰回路によりもたらされる向きの出力表示を変更することができるが、出力電流における高周波数は静電容量を通した電圧をほぼ影響を受けないように放置する。いくつかの用途は他より多くの波形フィルタリング効果を必要とするため、出力電流にどれだけの波形が残されるかは、具体的な用途ごとに選択可能である。したがって、ある実施例においては遮断周波数は使用中に調節可能であるが、遮断周波数は目的の用途に合わせて設定可能である。例えば、より高い及びより低い周波数も選択できるが、回転操縦掘削用の一般的な遮断周波数は約１０Ｈｚである。例えばガンマ線検出、ＲＭＰ、スティック／スリップなどの回転検出用途においては、遮断周波数は約３０〜５０Ｈｚである。慣性センサの向きの意図的な変更は、例えば回転掘削及びツールフェイスを変更するためのドリルストリングの回転によって起こる。
【００３８】
ある実施形態において、減衰回路は、掘削作業のガイドに用いるための慣性センサの相対回転位置を表すＤＣ出力電圧を提供するために慣性センサからの出力電流を利用し、減衰回路はＤＣ出力電圧をＡＤＣに入力するよう配置されており、ＡＤＣは、ＡＤＣからの出力において整流エラーを生じる入力電圧が抜き出されている上又は下の許容可能な入力電圧捕捉範囲を有しており、使用時においてＤＣ出力電圧が減衰回路によってほぼ安定化されるように配置されているため、掘削中において、掘削による慣性センサの振動にも関わらず、ＤＣ出力電圧はＡＤＣの捕捉範囲内に実質的に存在する。ある実施形態においては、減衰回路によってもたらされる減衰又はフィルター効果は、ＤＣ出力電圧を装置におけるＡＤＣの捕捉範囲内に維持するように使用中に調節される。
【００３９】
ある実施形態において、装置は三つの相互に垂直な慣性センサを有しており、それぞれが（個別に又は共同で）、各慣性センサからの出力電流上に波形として現れる掘削孔による振動をフィルタリングするための関連減衰回路を備えている。ある実施形態において、減衰回路はそこからもたらされるフィルタリング効果を変更するために調節可能である。この調節は現地の地上において、例えば使用の直前に行われる。
【００４０】
別の実施形態においては、使用中に減衰回路が掘削孔において調節可能である。このことは、例えばツールフェイス測定装置とＲＰＭ又はスティック／スリップ測定装置との間で切り替えることが望まれる場合、異なる作業のために装置をコントロール及び使用可能にする。
【００４１】
調節可能にするために、発明のある実施形態においては、減衰回路は可変回路素子を備えている。そのような可変回路素子は、例えばデジタル式のポテンショメータ又はアナログ式のスイッチである。回路素子の変化により減衰回路の遮断周波数を調節してもよい。
【００４２】
ある実施形態において、装置は、約１５０℃を超える、可能であれば約１７５℃を超える温度の掘削孔における使用に適している。装置は、例えばセラミックで覆われており、サファイアの上にシリコンが乗ったソリッドステート部品などの好適な従来の回路部品を用いてより高い温度（例えば２００℃）での使用に適するように作られていても良い。
【００４３】
本発明の別の実施形態によると、掘削作業において掘削孔で使用され且つ慣性の基準を必要とする装置の使用のために、ハウジングと、ハウジングに設置された少なくとも一つの慣性センサと、本明細書で説明される減衰回路の特徴を有する減衰回路を備える掘削孔用装置が提供されている。
【００４４】
本発明の別の実施形態によると、本明細書で説明される装置を備える坑底アセンブリが提供されている。その装置はドリルカラーの（中心に配置された又は補助的な）一部であっても良いし、ゾンデ式（sonde-based）指向性装置であっても良いし、又は当該装置はビットの例えば約３００ｍｍ内に配置されていても良い。
【００４５】
発明のある実施形態においては、減衰回路は慣性センサの一体化した部分として提供されている。つまり、減衰回路は慣性センサの外部に存在しておらず、分離されてもいない。そのため、本発明の実施形態は閉ループのサーボ機構を有する慣性センサも提供しており、使用時に、慣性センサは、慣性センサの振動を表す信号が付与された出力電流を提供し、慣性センサは出力電流から少なくともいくつかの波形をフィルタリングするための静電容量を有する減衰回路を備えており、減衰回路は減衰回路によってもたらされるフィルタリング効果を向上するために出力電流の波形部のためのシンクを備えることを特徴とするように配置されている。そのような慣性センサは本明細書で説明される減衰回路の特徴を有しても良い。さらに、そのような慣性センサは本明細書において説明され、意図された実施形態を利用していても良い。
【００４６】
本発明の様々な実施形態において、掘削孔を誘導する方法が提供されており、その方法は以下の段階を有する：
ドリルストリングを用いて地表に掘削孔を掘削する段階、ドリルストリングの下端は、ドリルビット、エアーハンマー又はジェットドリルなどの掘削機構を備える坑底アセンブリである；
掘削中に、前記坑底アセンブリの一部である装置を用いて掘削孔の向きに関する測定を行う段階；
段階（ｉｉ）の間に、前記装置の一部である慣性センサから出力電流を受ける段階、その装置は、出力電流上に波状に重ねられた掘削による不要な振動を受けやすく、出力電流から少なくともいくつかの波形をフィルタリングする静電容量を有する減衰回路を備えており、出力電流の波形部に対するシンクを提供することによって減衰回路によりもたらされるフィルタリング効果を増幅する段階を有する。向きに関する測定は、基準位置に関する向き、ＲＰＭデータ、ガンマ線ビニングデータ、及びドリルストリングのスティック／スリップ測定値を提供しても良いし、これらを提供するために用いられても良い。限定はされないが、掘削方法は、油／ガス／水を発見するための（垂直及び水平な）井戸の構築、（例えば、河川又は他の地形的な障害物を越える場合に）地下へのパイプラインの敷設、及び地熱目的の孔の掘削に有用である。油及びガスの分野において、この掘削法は特に回転操縦掘削及び地中誘導に有用である。
【００４７】
本発明のより良い理解のために、添付の図面が単なる例示として参照される。
【図面の簡単な説明】
【００４８】
【図１】図１は、指向性装置において加速度計と共に用いるための周知の第１の信号処理回路の一部の模式図である。
【図２】図２は、図１の回路を用いた振動実験の時間に対するＧｔｏｔのグラフである。
【図３】図３は、図１の振動実験における時間に対する装置のハイサイドのグラフである。
【図４】図４は、指向性装置において加速度計と共に用いるための周知の第２の信号処理回路の一部の模式図である。
【図５】図５は、図４の回路を用いた振動実験の時間に対するＧｔｏｔのグラフである。
【図６】図６は、図４の振動実験における時間に対する装置のハイサイドのグラフである。
【図７】図７は、使用状態にある本発明の指向性装置の模式図である。
【図８】図８は、本発明の指向性装置の模式的なブロック図である。
【図９】図９は、本発明において用いられている加速度計の模式的なブロック図である。
【図１０】図１０は、本発明の減衰回路の一実施形態の模式的なブロック図である。
【図１１】図１１は、図１０の回路を用いた振動実験の時間に対するＧｔｏｔのグラフである。
【図１２】図１２は、図１０の振動実験における時間に対する装置のハイサイドのグラフである。
【図１３】図１３は、本発明の減衰回路の別の実施形態の模式的なブロック図である。
【図１４】図１４は、本発明の減衰回路の別の実施形態の模式的なブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００４９】
図７を参照すると、ドリルリグ１０がドリルストリング１２を用いる掘削作業を制御しており、ドリルストリング１２は末端同士がねじ係合されたドリルパイプ１４を備えている。ドリルリグ１０は、油田、公益事業、採鉱、又は地熱用のドリルリグなどであり、浮遊及び地上リグ、可動及び傾斜リグ、潜水型、半潜水型、プラットフォーム型、ジャッキ・アップ型、及び掘削船を含む。坑底アセンブリ（ＢＨＡ）１６はドリルストリング１２の下端に位置している。一般的なＢＨＡ１６は、（例えば、有線遠隔測定システム、マッドパルス遠隔測定システム、電磁式遠隔測定システム、音響遠隔測定システム、又は有線パイプ式の遠隔測定システムである）ＭＷＤトランスミッタ１８、セントラライザー２０、（ゾンデであっても良いし、カラーに取り付けられていても良い）指向性装置２２、マッドモータ２４、屈曲部２６、（固定式又は可変式の）スタビライザ及びドリル機構２８を備えており、ドリル機構２８は、電気で駆動されるか、又はより一般的には圧縮空気、水、泡、又は泥などの掘削流体によって動力を得る。
【００５０】
ポンプ３０は地表に配置されており、使用時には、マッドモータ２４に動力を供給するためにドリルストリング１２を介して掘削流体を圧送し、地表における掘削者及び／又は掘削制御装置（図示しない）の管理下においてドリルビットに重量がかかるとマッドモータ２４がドリルビット２８を回転させることで掘削効果が得られる。掘削流体は掘削中にドリルビット２８から離れてビットを冷却及び潤滑し、ドリルストリングと掘削孔（図示しない）との間に形成された環状空間において切り取ったものを地表に戻すように作用する。
【００５１】
図８を参照すると、指向性装置２２はゾンデの形状の円筒ハウジング３２を有する。ハウジング３２は管状であり、（ステンレス鋼、ベリリウム銅、又はオーステナイトステンレス鋼などの）非磁性材料、非金属複合体、又は当該技術分野において周知である他の好適な材料で作られている。ある実施形態においては、従来型のバッテリーパック４３と指向性装置３４とがハウジング３２の内部に搭載されている。または、掘削流体で作動する発電機及び制御装置が当該分野において周知の機器に動力を供給するために使用される。三つの減衰回路３６、ＡＤＣ３８、信号処理回路４０、ＭＷＤ遠隔測定ユニット４２、三つの慣性センサ４４、４６、４８、及び三つの磁力計４４’、４６’、４８’、及びバッテリーパック４３などの様々な部品が指向性装置３４の内部に搭載されている。模式的に示されているように、三個の慣性センサ４４、４６、４８のそれぞれに一つが対応するよう三個の減衰回路３６がある。
【００５２】
以下の説明は掘削流体パルス遠隔測定システムについてなされているが、本明細書において記載されており本分野において周知の他の遠隔測定方式にも適用可能である。指向性装置２２によって得られた測定結果を表すデータはパルスを用いて地表へと伝送され、当該パルスは、ドリルストリング１２の内部において掘削流体を介して伝達される圧力のパルスである。パルスは、マッドパルス遠隔測定ユニット４２の制御下において（圧力パルストランスミッターを備える）マッドパルサー１８によって生成される。再度図７を参照すると、スタンドパイプ圧力変換機５０が、ポンプ３０からドリルストリング１２へと掘削流体を輸送するライン５２における圧力を検出する。スタンドパイプ圧力変換機５０は、その圧力を代表する信号をデコードインターフェースボックス５４へと送信し、デコードインターフェースボックス５４は、信号をデコードするためのソフトフェアを有しており且つ指向性装置２２によって得られた測定値を、この実施例においては掘削者のディスプレイ５６及びラップトップ５８を含むディスプレイに出力するＰＬＣを備える。
【００５３】
指向性装置２２によってもたらされるグラビティツールフェースの測定結果を用いることにより、地表の掘削者は井戸の軌跡を制御することが出来る。もしくは、デコードボックスからの出力が、グラビティツールフェースの測定結果を利用する別のＰＬＣに入力されることによって、自動的に又は半自動的に軌跡を制御することができる。
【００５４】
一般に±１°の好ましい正確性をもたらすグラビティツールフェースの表示を得ることは重要である。上述したように、慣性センサからの出力を処理する従来の回路は、表示をしない、及び／又は信頼性、反復性などの別の問題を生じており、装置の内部により多くのスペースを必要とした。
【００５５】
図９は、一つの慣性センサ４４（慣性センサ４６及び４８のそれぞれは同一である）のブロック図である。この実施形態において、慣性センサ４４は従来型の加速度計を備えている。加速度計４４はプルーフマス６０（すなわち、高い精度で分かっている質量）を備えており、プルーフマス６０は可撓性のクオーツヒンジ６１を介して加速度計の本体にヒンジ接続されている。（通常は容電性位置測定装置である）位置測定装置６２はマスのいずれかの側においてエンドストップに対するプルーフマス６０の位置を測定する。励起供給装置６４は位置測定装置６２に動力を供給し、位置測定装置６２の出力は、プルーフマス６０をその平衡位置に保持するトルカコイル６８を介して電流を流すために増幅器６６によって増幅される。トルカコイル６８からの出力電流は出力ピン７０に到達する。この電流は、以下においてより詳細に説明される外部抵抗によって電圧に変換される。使用において、加速度計４４がトルカコイル６８に十分な電流を供給することによって、プルーフマス６０を捕捉した状態を維持できる。しかし、ある実施形態においては、加速度計は低電圧の電力供給（例えば、±１２Ｖ）によって稼動されており、通常は、供給可能な電流量には制限がある。加速度計の検出軸における振動が十分な大きさに達する場合、電流出力は飽和し、プルーフマスは捕捉状態に維持されない。他の従来型の慣性センサ、好ましくは閉ループフィードバックサーボ機構を備える慣性センサは、加速度計の代わりに使用可能である。ある実施形態において、サーボ機構のフィードバックの少なくとも一部は、減衰回路３６などの外部回路による処理及び操作のために慣性センサの外部で利用可能である。別の実施形態においては、減衰回路３６などの外部回路は、フィードバックループが外部からアクセス可能である又はアクセス不可能であるように、慣性センサと一体化することもできる。
【００５６】
図１０は、本発明の実施形態における減衰回路８０のブロック図である。回路８０は、加速度計４４に接続されて示されている。抵抗Ｒ３は、加速度計４４からの電力の大きさを制限することによって回路８０を保護している。抵抗Ｒ１は加速度計から出力された電流を電圧に変換している。この実施形態において、加速度計の出力は３．０ｍＡ／Ｇ±５％であり、（振動が無い）１Ｇにおいて、±１．２４ＶのＤＣ電圧はＲ１を介して低下される。ＤＣ電圧は、掘削孔における加速度計４４の検出軸の回転位置に応じて二つの値の間で変動する。低域フィルターはＲ１を介して接続されており、抵抗Ｒ２及びコンデンサＣ１の組み合わせによって形成されている。Ｃ１を介する電圧は、ユニティーゲイン構成に形成されたオペアンプＯＰに入力される。本明細書に開示されている発明の実施形態は市販されている好適な電子部品及びハードウェアを利用して実施可能であることが当業者に理解される。
【００５７】
オペアンプＯＰから出力される電流は、抵抗Ｒ５によって制限されており、ゲインを有する電流フォロワとして機能する電流バッファー増幅器８２に入力される。電流バッファー増幅器は、加速度計４４からのバイポーラ電流を扱うために、相補的な一対のトランジスタを備える。正電流と負電流との間におけるオペアンプＯＰの最大切り替え周波数は、バッファー増幅器中のトランジスタがオン・オフを切り替えることができる最大周波数よりも低いことが好ましい。
【００５８】
抵抗Ｒ５及び電流バッファー８２はある高振動の状況において有用であるが、ある状況においてはそのような大きな振動に対する保護が必要ないため、これらの部品はオプションである。
【００５９】
シャント抵抗Ｒ４は、抵抗Ｒ１、Ｒ２及びＲ３の分岐点とオペアンプＯＰのネガティブフィードバックとの間に接続されている。この回路における全ての能動部品、すなわち加速度計４４、オペアンプＯＰ及び電流バッファー増幅器８２は、同一の電力供給機（例えば、バッテリーパック４３）から電力を供給されている。
【００６０】
使用において、加速度計４４の検出軸に位置する指向性装置２２の振動が無いと仮定すると、コンデンサＣ１は加速度計からの電流によって迅速に充電され、オペアンプＯＰの非反転入力における電圧は充電されたコンデンサを介するＤＣ電圧になるであろう。ネガティブフィードバックを介して、オペアンプＯＰはほぼ正確に同一である非反転入力における電圧を維持するため、電流は回路内を流れない。
【００６１】
ここで、指向性装置２２が掘削による振動をうけると仮定すると、加速度計４４からの出力電流は、その上に重ねられた周期的又は非周期的なＡＣ様の波形を有する。しかし、コンデンサＣ１が電流を吐き出す又は吸い込むことによってコンデンサＣ１を通る電圧に対する変化に抵抗しようとし、周知であるように、コンデンサのリアクタンスは周波数と共に増加し、そのために高周波数の部品はより容易に地面へと短絡するため、低域フィルターは出力電流中のそのようなＡＣ周波数成分を地面へと短絡する。低域フィルターの理論上の遮断周波数ｆｃは１００〜３００Ｈｚの範囲である。しかし、シャント抵抗Ｒ４の存在により、オペアンプＯＰはコンデンサＣ１の代わりに電流を供給及び吸収できるため、Ｃ１の静電容量を効果的に増加させ、低域フィルターの遮断周波数ｆｃを小さくする。特に、数Ｈｚ以上の周波数において、Ｒ２及びＲ４を介する電圧の低下はほぼ同じであり、そのため、抵抗Ｒ２を通るよりも比較的大きな電流が抵抗Ｒ４を通る。抵抗Ｒ４を通る電流はＲ２／Ｒ４倍だけ大きい。この大きな電流は（その時点における加速度計からの出力電流の極性に応じて）オペアンプＯＰによって供給又は吸収され、オペアンプＯＰは反転入力における電圧を非反転入力における電圧と同じに維持しようとする。非反転入力における電圧のみが装置の向きの変化に応じて変わるため、オペアンプＯＰは、その出力における電圧をＤＣレベル付近に維持するが、高い周波数の電流を地面へ供給及び地面から吸収する。そのため、回路はＣ１の静電容量がＲ２／Ｒ４倍大きいようにする。これは、コンデンサＣ１を物理的に大きくする必要なく、遮断周波数ｆｃを小さくする。
【００６２】
対照的に、抵抗Ｒ１を介する電圧の遅い変化は、コンデンサＣ１に蓄えられたＤＣ電圧に影響を与える。このようにして、オペアンプの非反転入力における電圧は、加速度計４４の検出軸が重力ベクトルに対してどのように移動するかを示すための範囲にわたってゆっくりと変化する。
【００６３】
ソリッドステートの電子機器を用いて小さなセラミックのコンデンサＣ１の容量効果を増幅することにより加速度計の出力において効果的に大きな減衰コンデンサを擬態することは、加速度計がプルーフマス捕捉を更に高い振動周波数に保持することを可能にし、ＡＤＣの捕捉範囲に減衰回路のＤＣ出力を維持するＡＣ経路をトルカ電流に付与する。さらに、能動回路設計は高い反復性を有しており、結果的に関連する熱補正及び熱ドリフトが容易にモデル化できると共に補正できるため、作動する温度範囲にわたってＤＣ成分の正確性を維持できる。
【００６４】
当該分野において、掘削者はＸ、Ｙ及びＺ軸のそれぞれの傾きを０．１°近くまで知りたいであろう。軸を中心とするそれぞれ０．１°の回転は、約±１ｍＧのＧの変化に相当する。ある実施形態においては、ＡＤＣ３８は±２Ｖの入力範囲と、１２ビットの分解能を有しており、それは０Ｖから２Ｖの２０４８サンプルレベルに相当する。したがって、０から１Ｇの範囲において１ｍＧを分解するためには、少なくとも１０００のサンプルレベルが必要であり、それは、１ＧにおけるＡＤＣへの最小入力電圧０．９７ｍＶ×１０００＝０．９７Ｖ〜１Ｖに相当する。これよりも高い入力電圧は振動が原因であり、入力電圧のピークが２Ｖを超えると、ＡＤＣ３８は捕捉を失い、整流エラーが起こる（図２参照）。振動が非常に高いピークＧであると、整流エラーが多分８０°又は９０°に匹敵する数十度以上のグラビディーツール測定におけるエラーを生じる可能性がある。これは、実際に補正が必要ない場合に補正をするために掘削の軌跡を調節しようとしてしまうため、掘削者にとって非常に問題である。より高い分解能のＡＤＣ（例えば１６ビット）を使用することにより、同じ１ｍＧの精度をもたらすために入力電圧を低減可能であることが理解される。
【００６５】
オペアンプＯＰから出力されるＤＣ電圧はＡＤＣ３８へと入力される。回路８０の周波数減衰性により、ＡＤＣが整流エラーの原因となる信号を捕捉し損なうことはほとんどない。これは、掘削中に掘削者がグラビティツールフェース測定に大きな信頼を抱くことができることを意味する。回路８０から出力されるＤＣ電圧の安定性の向上により、振動によるＡＤＣの切り取りが多分少なくてよいため、大きなＤＣ電圧を出力するために精密な抵抗Ｒ１の値を上昇させることが可能である。これは、グラビティツールフェース測定の精度が向上されるため、非常に有益である。
【００６６】
本発明の実施形態は従来型のＡＤＣを用いて実施することが可能である。使用において、ＡＤＣは設定時間にわたって順番に三つの減衰回路のそれぞれを（数百ｋＨｚにおいて）繰り返しサンプリングし、それぞれのチャネルのサンプルをデジタル処理回路４０へと出力するようにプログラミングされている。この回路はそれぞれのチャネルのサンプルを相加的に平均化することによって、平均傾度を得ることができる。そして、三つの値は、それらが１Ｇを増大することをチェックするために、それらのベクトルの合計を決定するために用いられる。その後、グラビティツールフェース測定値は各軸の平均傾度と磁力計の測定値とを用いて決定される。そして、グラビティツールフェース測定値は、マッドパルス遠隔操作ユニット４２とマッドパルサー１８とを用いて地表へと伝達される。そして、掘削者に次のグラビティツールフェース測定値を提供するために、処理は設定時間後に繰り返される。
【００６７】
図１１及び１２は、図２及び３に関して説明された実験と同様の実験の結果であり、その実験は回路８０を備える指向性装置２２において行われた。装置の振動は約４０秒後に開始された。図１１から明らかであるように、Ｇｔｏｔ出力における整流補正エラーはほとんど又は全く無い。図１２においても、指向性装置２２のハイサイド測定値に誤差は無い。回路の出力電圧は、適切な平均化手法を用いて測定されており、非常に安定な１６Ｇまでの振動と利用可能な２０Ｇまでの振動として示されており、これは最大１７５℃で行われているが、適切な高温で利用可能な電子部品を選択することによってより高い温度でも可能である。そのような適切な平均化手法は、ＡＤＣにおいて可能なサンプリング頻度において（それぞれの磁力計の出力後に）順番にそれぞれの加速度計４４，４６，４８の出力を読み取ること、メモリに結果を記録すること、一連の読み取りを繰り返すこと、及びそれぞれの加速度計の出力値の相加平均を得ることを含む。そして、これらの平均値はＧｔｏｔの測定値をもたらすために組み合わせられたベクトルである。
【００６８】
減衰回路の機能性は、例えばガンマ線測量装置などの他の掘削孔用装置に利用可能である。この測定もグラビティツールフェースに基づいているため、改良されたグラビティツールフェース測定は、ガンマ線測定装置のクリスタルの特定のビニングウィンドウが中央に位置することをより確実に掘削者が知るようにできる。
【００６９】
本発明の実施形態の減衰回路の機能性は、回路の減衰効果を変更可能にすることによって、更に改良可能である。そのような変更可能性はマイクロプロセッサの制御によって提供可能であるため、もたらされる減衰は使用中に掘削孔において調節可能である。そのような変更可能性は一つの装置の機能性を非常に向上させ、慣性センサの出力信号において異なる減衰効果が必要な機能、例えば非常に低い遮断周波数を必要とする（例えば、グラビティツールフェース測定の傾度の測定が±０．１°の精度を通常は必要とする）機能、及びより高い遮断周波数を必要とする（例えば、掘削及び／又はドリルストリングのスティック／スリップ中におけるＲＰＭの測定）機能を実行可能にする。減衰効果の調節によって、回路は必要とされる特定の機能に適合可能である。変更可能な減衰効果の二つの例示的な実施形態を以下において説明する。
【００７０】
図１３を参照すると、減衰回路の別の実施形態は参照番号９０によって全体が特定される。回路９０は、全体的に回路８０と似ており、同様の部品を示す同様の番号を有している。回路９０は、実効抵抗Ｒ２を変更可能にする可変回路素子を備えている。この実施形態における追加の可変回路素子は、マイクロプロセッサの制御下において減衰周波数の細かな又は荒い調節を可能にするデジタルポテンショメータ９２（市販されている好適なデジタルポテンショメータが使用可能である）を備えている。特に、デジタルポテンショメータ９２は抵抗Ｒ２を介する電圧の低下、ひいてはそこを流れる電流を制御している。電流が増加すると、Ｒ２／Ｒ４の比率が低下し、Ｃ１の実効静電容量が低下する。このようにして、回路の遮断周波数は大きくなる。反対に、Ｒ２を介する電流がポテンショメータ９２を用いることで低減すると、Ｒ２／Ｒ４の比率が増大し、Ｃ１の実効静電容量が増加する。このようにして、回路の遮断周波数は小さくなる。（例えばデジタル処理回路４０における）マイクロプロセッサは図２及び３並びに図５及び６に示されるものと同様の整流補正効果のための出力信号をモニタリングできる。検出されると、マイクロプロセッサは補正を低減又はほぼ除去するためにポテンショメータ９２を調節する。
【００７１】
図１４を参照すると、減衰回路の別の実施形態は参照番号１００によって全体が特定される。回路１００は全体的に回路８０と似ており、同様の部位を示す同様の番号を有している。回路１００は、抵抗Ｒ２と平行な抵抗Ｒ６への切り替え接続を提供するアナログスイッチ１０２（市販の好適なアナログスイッチが使用可能である）を備えている。スイッチ１０２の制御はマイクロプロセッサ（図示しない）のポートピンを介して行われる。抵抗Ｒ６において切り替えることによって、Ｒ２の実効抵抗は低下し、Ｒ２／Ｒ４の比率が低下するため、Ｃ１の実効静電容量が低下する。このようにして、減衰回路の遮断周波数は大きくなる。回路から抵抗を切り替えることによって、遮断周波数を小さくできる。図２と同様に、抵抗Ｒ６はデジタル処理回路４０における出力に応じて回路から及び回路へと切り替えることができる。本発明の実施形態は、掘削による振動を受ける指向性装置によって、掘削孔内におけるグラビティツールフェース、傾き、アジマス、位置及び回転のパラメータの組み合わせである測定を改善することができる。
【００７２】
本発明の一つ以上の実施形態から利益を得る地中での掘削中測定（ＭＷＤ）の範囲及び軌跡制御の応用は、限定はしないが、１．磁気により（開坑において）位置決め及び測量する操縦システム、２．能動的に「迅速に」位置決め及び測量する操縦システム、３．方向及び位置のジャイロにより位置決め及び測量する操縦システム、４．わずかな傾きに近い位置決め及び測量（地理的操縦）の利用、５．空気掘削及びコイルチュービングのアンダーバランス掘削の位置決め及び測量の利用、６．動的なＭＷＤの傾きの回転掘削及び測量、７．回転操縦可能なロールが安定化されたプラットフォーム及び能動的グラビティツールフェース制御のいずれかを含む。
【００７３】
本発明の減衰回路の実施形態は、限定されないが、オイル、ガス、及び水の井戸の掘削及び測量、地熱、トレンチレス、及び渡河ＨＤＤ用途（例えばパイプ、ケーブルなど）を含む掘削作業に利用される全ての態様の掘削孔用装置に有用である。また、本発明はほぼ垂直な掘削孔の掘削作業に利用可能である。
【００７４】
本明細書において開示される減衰回路の実施形態は、装置のプリセッションによるトルクの測定がトルカコイルの電流によって「ゼロ」にされるジャイロスコープなどのサーボ「プルーフマス」又は「スピニングマス」原理を利用するストラップダウン回転センサ又は回転プラットフォームを有する掘削孔用回転センサの閉ループサーボ設計に利用可能である。
【００７５】
本明細書に開示される技術は、本明細書に説明される処理を行うアルゴリズムを有するように構成されたソフトウェアにより完全に自動化／自立化可能であることが当業者に理解される。実施形態は、適切なハードウェアを備える一つ以上の汎用コンピュータをプログラミングすることによって実施可能である。プロセッサにより読み取り可能であり、本明細書において説明される作業を行うためにコンピュータによって実行可能な指示の一つ以上のプログラムをエンコードする一つ以上のプログラム記憶装置を利用することによって、プログラミングは実施される。プログラム記憶装置は、例えば一つ以上のフロッピー（登録商標）ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、又は他の光学ディスク、磁気テープ、リードオンリーメモリーチップ（ＲＯＭ）、及び周知又は今後開発される他の形態をとり得る。指示のプログラムは、「オブジェクトコード」、すなわち、コンピュータによってほぼ直接実行可能な二進法形態、実行前に編集又は解釈が必要な「ソースコード」、又は部分的に編集されたコードなどの中間形態である。プログラム記憶装置及び指示のエンコードの正確な形態はここでは重要ではない。また、発明の実施形態は、（装置に備えられた適切なハードウェア／ソフトウェアにより）掘削孔内、地表、及び／又はその組み合わせにおいて説明された機能を実行するよう形成されている。
【００７６】
本開示は本発明の特定の実施形態を説明しているが、本明細書において説明されている部材の同等の機能及び／又は構造的な代替の利用を含む多数の改良及び変形が、本開示を検討した後に当業者に明らかになるであろう。例えば、本発明の実施形態は従来の遠隔測定システム（例えば、マッドパルス、光ファイバー、ワイヤーシステム、有線ドリルパイプなど）と組み合わせた作業のために実装できる。開示された技術は特定の種類の伝送手段又は地下での作業に限定されない。例えば、本発明の実施形態は、ＬＷＤ／ＭＷＤ、移動掘削、海底作業などの作業に非常に適している。当業者にとって明らかなそのような全ての同様の変形は、添付の請求項によって規定される発明の範囲内であることが意図されている。
【図１】
2011190676.tif 000003
【図２】
2011190676.tif 000004
【図３】
2011190676.tif 000005
【図４】
2011190676.tif 000006
【図５】
2011190676.tif 000007
【図６】
2011190676.tif 000008
【図７】
2011190676.tif 000009
【図８】
2011190676.tif 000010
【図９】
2011190676.tif 000011
【図１０】
2011190676.tif 000012
【図１１】
2011190676.tif 000013
【図１２】
2011190676.tif 000014
【図１３】
2011190676.tif 000015
【図１４】
2011190676.tif 000016
【外国語明細書】
DOWNHOLE TOOL
FIELD OF THE INVENTION
Embodiments of the present invention relate to tools for subsurface use, and more particularly to circuit designs for operation of downhole tools/instruments.
BACKGROUND
Directional drilling is the practice of drilling non-vertical wellbores for the purpose of recovering oil and/or gas and for the utility horizontal directional drilling (HDD) sector. This is achieved by control of the lowermost part of the drillstring, also known as a bottom hole assembly (BHA). Typically a BHA comprises (from the bottom up in a vertical drills string) a bit, a mud motor (incorporating a bend in a steerable system), stabilizers, drill collars, heavy-weight drillpipe, jarring devices ("jars") and crossovers for various threadforms. The BHA must provide force for the bit to break the rock (weight on bit), survive a hostile mechanical environment and provide the driller with directional control of the well. Often the BHA includes a mud motor, directional drilling and measuring equipment ('directional tools'), measurements-while-drilling tools, logging-while-drilling tools and other specialized devices. 
Typically, in order to drill a wellbore that deviates from vertical, a bend (positioned above or within the mud motor housing) places the longitudinal axis of bit away from the axis of the drillstring by between about 0.5o and 3.0o. This slight change in direction at the end of the drillstring is sufficient to enable the direction of drilling to be controlled by adjusting the weight on the bit and/or the angular position of the bend in the wellbore. A greater weight on bit causes a larger deviation from the present axis of the wellbore and vice-versa. 
It is important to monitor the direction of drilling so that a desired target can be reached from the surface, perhaps following a predetermined path. To that end, the BHA comprises a directional tool whose function is to send data to the surface representing the present position of the bend so that, if needed, adjustments can be made by rotating the drillstring and/or controlling the weight on bit. The directional tool is often positioned behind the mud motor.
At present magnetic directional tools are used almost exclusively for open hole directional borehole drilling trajectory monitoring and control within the oilfield well construction and utility (e.g. river crossing) horizontal directional drilling sectors. The directional tool is normally installed along the axis of the BHA of the drillstring.
The directional tool comprises a number of sensors whose outputs may be analyzed to determine the orientation of the tool (and therefore of the bit). Often the sensors comprise an orthogonal triad of inertial grade accelerometers and a triad of orthogonal precision magnetometers, from which the attitude of the instrument body can be determined from instrument vector measurements of the earths gravitational and magnetic field respectively. The magnetometers and accelerometers are arranged within the directional tool so that one of each type is oriented on an X, Y and Z axis respectively. Usually the X and Y axes are mutually perpendicular and perpendicular to the longitudinal axis of the directional tool. Usually, the Z axis is perpendicular to both the X and Y axes and is parallel to the longitudinal axis of the directional tool. The instrument highside is the roll angle (usually resolved over 360 degrees) from a lateral instrument reference (usually measured from the gravity X or gravity Y axis) to a vertical plane above and along the Z axis of the instrument.
When the directional tool is installed into the BHA, there is generally some angular offset between the angle direction (perpendicular to the BHA axis) in which the bend points and a directional instrument highside angle. This angular offset is measured on-site before the BHA goes downhole. The offset is used to adjust the orientation reference provided by the directional tool so that the driller is informed about angular measurements of the BHA bend from the highside of the borehole. The indication of angular direction of the bend from the borehole highside is known as the 'gravity toolface' measurement. Often this direction is displayed to the driller on a circular dial on which the toolface is marked. In use, the output from each sensor is converted from analog to digital and samples are then averaged and processed with the outputs of the other sensors in order to provide a gravity toolface measurement.
Normally, borehole surveys are taken when the drillstring is stationary, following a completion of a 'kelly down' and prior to the addition of a stand or drillpipe length and recommencement of drilling activity. Under these conditions, the drillpipe is stationary and stable readings from the directional instrument can be readily obtained.
Drilling with a steerable (sliding) assembly, when power to drive the drill bit is obtained from a mud motor within the BHA, drilling directional control is effected by rotary positioning of the BHA via the drill rig rotary table or top drive. Such an arrangement permits both drilling and steering to take place simultaneously. However, since the BHA is subject to drilling induced vibrations (which are often random 3-axis vibrations comprising frequencies generally in the range 5-500Hz), any gravity toolface measurements taken whilst drilling can be unstable or exhibit excessive swings in readings. This makes accurate tracking of wellbore direction more difficult and in some circumstances drilling still has to be stopped periodically to check wellbore direction.
Nevertheless some operators attempt to obtain 'surveys on the fly' whilst running a steerable assembly and rely on fast data acquisition and fairly sophisticated averaging techniques to obtain quantitative steering and survey data.        
There are other rotary drilling and steering applications that rely on directional instruments, for example: survey acquisition and trajectory control, such as Inclination at the Bit, rotary assembly inclination and surveying, geosteering and Rotary Steerable Systems (RSS), the latter of which relies on roll stabilization of an inertial platform for active gravity toolface control or full (inclination and azimuth) trajectory control. In such applications, the sensors of the directional tool are also impaired by drilling induced vibration.
In all of the above applications, drilling induced vibrations can be of such severity that the sensor outputs saturate causing non-linearity, which cannot be processed by data acquisition and averaging techniques.
The oilfield well construction and utility industries use a range of commercially available servomechanism accelerometers for the measurement of the earth's gravitational field (G) and the industry standard for precision measurement is a flexible quartz hinge device. These are typically of a closed loop design whereby the current flowing in a correcting torquer coil is servoed to a proof mass position and the control attempts to maintain the proof mass in an equilibrium or null position. The magnitude of the torquer current is a measure of the G field vector acting on the accelerometer sensitive axis.
Fig. 1 shows part of a known circuit for processing the output from such an accelerometer A. Assuming that the accelerometer A is motionless, it outputs a steady current that is proportional to the acceleration along its sensitive axis. For drilling purposes in order to make the required directional readings of the tool, only the DC output from the accelerometer is of interest. The output current is converted into a measurable DC voltage via a precision resistor R1 and the voltage is subsequently measured by an analog-to-digital converter or ADC (not shown). During use, the temperature within the directional tool is also measured and is used to apply correction factors to the device and electronics. Three such accelerometers are installed in a directional instrument to measure the component of the gravitational field along each of the X, Y and Z axes of the tool as mentioned above. These accelerometers are calibrated and modelled following installation onto the instrument housing to ensure the magnitude and misalignment errors are minimised. Repeatable and predictable functioning of the accelerometers is therefore of critical importance to accurate modelling and measurement of G.
At present the drilling industry demands 0.1o accuracy in inclination measurements provided by each accelerometer. This level of accuracy means that a directional tool must be able to detect a change of 1mG in the inclination of each accelerometer. Typical output currents from commercially available accelerometers are about 3.0mA/G and this means that the circuitry that processes the output current must be able to resolve a change output current of the order to 3μA.
The applicant has identified a particular problem in achieving this end. In particular, at present virtually all directional tools rely on ADC converters to sample the DC voltage generated by output current from the accelerometer through a precision resistor. Each ADC has a certain voltage capture range and a certain number of bits of resolution. A 12-bit resolution is common, although the problem is the same whatever the number of bits. In order to resolve at the required level, it is necessary to use at least one thousand quantisation levels for both positive and negative input voltages. Accordingly there is a minimum voltage input required to the ADC given by (1000/total number of quantisation levels) multiplied by the voltage capture range of the ADC.
For example, the MAX186 12-bit ADC is commonly used in directional tools. This has a capture range of ±2V and therefore the minimum input voltage from the circuit to achieve the desired resolution is ±0.98V ~ ±1V.
When drilling is stopped to take a survey measurement, the DC voltage from the circuit is stable and lies within the capture range of the ADC.
However, under vibration conditions (such as those caused when drilling with a steerable assembly), the output from each accelerometer is changed by the addition of a non-periodic AC-like waveform on top of the DC component. This AC waveform is caused by the variable torquer coil current needed to hold the proof mass steady in the null position under the vibration. Nevertheless, extraction of the DC component of acceleration is still possible within the frequency bandwidth capability of the sensing system. However, the applicant has found that with existing circuits tolerance to vibration above a few G is very poor. What happens is that the DC output from the circuit quickly moves outside the capture range of the ADC causing clipping of the DC output voltage and a rectification error, leading to a gravity toolface measurement that can be several tens of degrees off.
Figs. 2 and 3 show the response of a directional tool employing the circuit shown in Fig. 1. The tool was oriented on the test rig so that the Z axis was horizontal, and the X and Y axis accelerometers were plus and minus 45o from horizontal respectively. The directional tool was subjected to sinusoidal oscillations in the vertical plane at 25Hz at 5g constant peak acceleration. In Fig. 2, the y-axis shows the vector sum (Gtot) of the acceleration outputs from each of the three accelerometers, versus time on the x-axis. Before vibration was started, the correct reading of 1 Gtot was output from the tool. As soon as vibration began, the output is offset to 0.4 Gtot, which is caused by vibration rectification error. As explained above this error arises because the output voltage from the circuit is greater than the voltage capture range of the ADC into which the DC voltage is input. Accordingly, the voltage is clipped by the ADC; the proportion of the signal that is clipped on each of the positive and negative side of waveform determines the direction and magnitude of the rectification error. Fig. 3 shows error in the tool high side output which indicates that the axis has been rotated through about 10o, when in fact the tool has not been rotated at all. In use, this measurement would be combined with the aforementioned angular offset to provide the tool face measurement. This would be incorrect by 10o causing the driller to stop drilling and apply a rotational correction to the string when in fact none is needed. 
The semi-sinusoidal part of the offset Fig. 2 is an aliasing effect of the sampling carried out by the ADC during the experiment. In particular, the sampling rate was only 120 samples for the whole experiment that lasted about three minutes. Therefore, the sampling rate does not meet the Nyquist criterion and aliasing of the input frequency can be expected. Nevertheless, this is not important as the experiment demonstrates the problems of rectification error. Normally in downhole measurements the output signal from an accelerometer is sampled at some hundreds of kilohertz and the vibration experienced from drilling is normally of the order of 5-500Hz and so such aliasing is not experienced in practice.        
An improvement to the circuit of Fig. 1 is shown in Fig. 4 and this latter circuit has been used in the field for some time. The circuit of Fig. 4 uses a low impedance path comprising R2 and C2 in parallel with the torquer coil current sensing resistor R1. This has the effect of shorting to ground a significant portion of the frequencies in the AC component of the output signal.
Figs. 5 and 6 show the results of an experiment on a directional instrument employing the circuit in Fig. 4. The experiment was the same as that performed using the circuit of Fig. 1. As is clearly seen the outputs Gtot and high side exhibit reduced vibration rectification error and thereby improved performance when gravity toolface measurements are taken during drilling.
Despite the improved performance, there are several problems with a circuit of the type shown in Fig. 4 and other circuits employing a similar principle of operation. In particular, the capacitance C2 needs to be of significant magnitude if its cut-off frequency (3dB point) is to be low enough to remove most of the AC component. Typical capacitances required are of the order of 100-300μF. Such a capacitance is often provided by a wet tantalum capacitor, which is physically quite large, for example 15mm diameter by 30mm length. That problem is compounded by the fact that wet tantalum capacitors are polarised and therefore two such capacitors are required per accelerometer (to accommodate the bipolar signal from the accelerometer), and therefore six such capacitors are needed for all three accelerometers. This uses up a considerable portion of the space available within the directional tool for the circuit. There is industry pressure to make tools smaller.  For example, some conventional directional tools have to fit within a cylindrical space of diameter between 25mm and 36mm and length 304mm (12"). Therefore, it is desirable if space savings can be made where possible.
A further problem is that the directional tool must work reliably over long periods of time within a wide range of temperatures, for example from -5oC up to about 175oC. At elevated temperatures it has been found that electrolytic capacitors suffer internal leaks, which causes current leakage that is non-linear with temperature. This is highly undesirable as such effects cannot readily be compensated during signal processing.
A small improvement in the vibration tolerance of the tool could be achieved by using a greater resolution ADC (e.g. a 16-bit) so that the required number of quantization levels (e.g. one thousand) occupy a lesser percentage of range. However, this does not stop the clipping of the DC voltage and rectification errors persist.
Accordingly, there is a need for improved tool and instrument designs that overcome the problems or reduce the errors discussed above.
SUMMARY 
An embodiment of the invention provides a tool for use in a downhole operation.  The tool includes at least one inertial sensor configured to provide inertial data signals during a downhole operation; wherein the inertial data signals are affected by undesired vibration; an electronic circuit configured to provide a damping effect against the undesired vibration effects on the inertial data signals; wherein the electronic circuit is configured to magnify a capacitance effect to compensate against the undesired vibration effects on the inertial data signals.
An embodiment of the invention provides a method of operating a downhole tool.  The method includes obtaining inertial data signals during a downhole operation using at least one inertial sensor disposed on the downhole tool, wherein the inertial data signals are affected by undesired vibration; and providing a damping effect against the undesired vibration effects on the inertial data signals using an electronic circuit disposed on the downhole tool, the circuit configured to magnify a capacitance effect to compensate against the undesired vibration effects on the inertial data signals.
In some embodiments of the invention, a tool comprises at least one inertial sensor having a closed loop servomechanism for providing inertial data usable in constructing a borehole as part of a drilling operation, and which inertial sensor is liable to unwanted downhole induced vibration associated with borehole construction, the arrangement being such that, in use, unwanted vibration is superimposed as a waveform on an output current from the inertial sensor, the tool comprising a damping circuit having a capacitance for filtering at least some of the waveform from the output current, characterised in that the damping circuit comprises a sink for the waveform part of the output current to increase the filtering effect provided by the damping circuit. Unwanted downhole induced vibration includes drilling induced vibration, but also includes any other vibration downhole that affects the output current of the inertial sensor. In some embodiments the sink acts as both a positive and negative current sink, that is the sink acts on both positive and negative parts of the waveform. The inertial data may be useful in, but not limited to, any one or any combination of the following drilling operations: borehole trajectory guidance, geo-steering, rotary-steerable drilling, RPM data, gamma ray binning data, and drill string stick/slip measurements, and vertical borehole drilling. As such, the inertial data provided by the inertial sensor may, for example, represent acceleration along a sensitive axis of the sensor. One type of sensor useful for this purpose is an accelerometer.
One particular advantage of certain embodiments is that the at least one inertial sensor may be placed closer to a source of downhole vibration (e.g. the drill bit) whilst still providing accurate readings. This is a significant advantage since toolface measurements can be obtained that are nearer to the true toolface, enabling drilling trajectory to be controlled more accurately.
In some embodiments, at least a part of the feedback of the closed loop servomechanism is made available externally of the inertial sensor for manipulation and processing by the damping circuit. In other embodiments, the damping circuit is part of the inertial sensor and no part of the feedback is available externally of the housing of the inertial sensor.  In certain embodiments, the sink comprises a path to ground for the waveform separate from another path to ground provided by the capacitance.
In some embodiments, the sink comprises solid-state circuitry for increasing the effective capacitance in the damping circuit. The solid-state circuitry may comprise a plurality of discrete transistors arranged to function as set out herein. Alternatively, the solid-state circuitry may comprise an op-amp.
In certain embodiments a sink comprises a negative feedback op-amp and a shunt resistance for bypassing a portion of the output current past the capacitance to the output of the op-amp, the arrangement being such that, in use, the op-amp sources and sinks current on behalf of the capacitance, thereby increasing the effective capacitance in the damping circuit.
The damping circuit may be configured to input the output current from the inertial sensor through a low pass filter comprising the capacitance and into a non-inverting input of the op-amp.
In some embodiments, a current buffer is provided on the output of the op-amp. One particular advantage of this is that the current output of the op-amp can be improved. In particular, for certain applications of the invention at high temperatures (e.g. above about 150°C) the type of op-amp needed (e.g. low power, high precision, low offset, low bandwidth) is not able to source or sink more than a few milli-amps of current. A current buffer increases the amount of current that such an op-amp can source and sink to handle the waveform output from the inertial sensor. A further advantage is that the heat dissipation of source and sinking this current is spread over multiple components rather than one, which is important for downhole use at high temperature. In some embodiments, the sink comprises a capacitance multiplier.
In certain embodiments the damping circuit has a cut-off frequency of less than about 100Hz, whereby deliberate changes in orientation of the inertial sensor are permitted to change the voltage stored across the capacitance and thereby the output indication of orientation provided by the damping circuit, but wherein higher frequencies in the output current leave the voltage across the capacitance substantially unaffected. How much of the waveform is left in the output current may be chosen for the particular application since some applications require much more of a waveform filtering affect than others. Accordingly, the cut-off frequency can be set according to the intended application, although in some embodiments the cut-off frequency can be adjusted during use. For example, a typical cut-off frequency would be about 10Hz for rotary-steerable drilling, although higher and lower cut-off frequencies could be chosen. The cut-off frequency might be between about 30-50Hz for rotary sensing applications e.g. gamma ray sensing, RMP, stick/slip, etc. The deliberate changes in orientation of the inertial sensor may be caused for example by rotary drilling and by rotation of the drill string to change the toolface.
In some embodiments the damping circuit uses the output current from the inertial sensor to provide a DC output voltage representing a relative rotational position of the inertial sensor for use in guiding a drilling operation, the damping circuit being arranged to input the DC output voltage into an ADC that has an acceptable input voltage capture range above or below which an input voltage is clipped causing a rectification error in an output from the ADC, the arrangement being such that, in use, the DC output voltage is substantially stabilised by the damping circuit so that during drilling the DC output voltage remains substantially within the capture range of the ADC despite drilling induced vibration of the inertial sensor. In some embodiments, the damping or filtering effect provided by the damping circuit may be adjusted during use to try to maintain the DC output voltage within the capture range of the ADC in the tool.
In certain embodiments the tool comprises three mutually orthogonal inertial sensors, each (individually or collectively) having an associated damping circuit for filtering downhole induced vibration that appears as a waveform on the output current from the respective inertial sensor.  In some embodiments, the damping circuit is adjustable to vary the filtering effect provided thereby. This adjustability may be carried out at the earths surface on site and just prior to use for example.
In other embodiments, the damping circuit is adjustable downhole whilst in use. This enables the tool to be controlled and used for different tasks if desired, for example switching between a toolface measurement tool to an RPM or stick/slip measurement tool.
To effect adjustability, in some embodiments of the invention, the damping circuit comprises a variable circuit element. Such a variable circuit element may be a digital potentiometer or an analog switch for example. Variation of the circuit element may adjust a cut-off frequency of the damping circuit.
In some embodiments, the tool may be suitable for use downhole where temperatures are in excess of about 150°C, and possibly in excess of about 175°C. The tool may be made suitable for use at even higher temperatures (e.g. 200°C) with the use of suitable conventional circuit components, e.g. ceramic packaged and silicon on sapphire solid-state components.
According to another embodiment of the present invention there is provided for use in a tool that is used downhole in a drilling operation, which tool requires inertial references, a downhole instrument comprising a housing, at least one inertial sensor mounted in the housing, and a damping circuit having the damping circuit features set out herein.
According to another embodiment of the present invention there is provided a bottom hole assembly comprising a tool as set out herein. The tool may be part of a drill collar (centred or offset), may be provided as a sonde-based directional tool, or the tool may be positioned close to the bit for example within about 300mm.
In some embodiments of the invention, a damping circuit is provided as an integral part of the inertial sensor. In other words, the damping circuit is not external to and separate from the inertial sensor. Accordingly, embodiments of the invention also provide an inertial sensor having a closed loop servomechanism, the arrangement being such that, in use, the inertial sensor provides an output current on which is imposed a signal representing vibration of the inertial sensor, the inertial sensor comprising a damping circuit having a capacitance for filtering at least some of the waveform from the output current, characterised in that the damping circuit comprises a sink for the waveform part of the output current to increase the filtering effect provided by the damping circuit. Such an inertial sensor may comprise any of the damping circuit features described herein. Furthermore such an inertial sensor may be used any of the embodiments described and contemplated herein.
In various embodiments of the present invention there is provided a method of steering a borehole, which method comprises the steps of:
drilling a borehole in the earth's surface with a drill string, at the lower end of which is a bottom hole assembly comprising a drilling mechanism such as a drill bit, air hammer or jet drill, etc.;
whilst drilling, taking downhole orientation-related measurements using a tool that is part of said bottom hole assembly;
during step (ii) receiving an output current from an inertial sensor that is part of said tool, but which is liable to unwanted drilling induced vibration superimposed as a waveform on the output current, and with a damping circuit having a capacitance filtering at least some of the waveform from the output current, comprising the step of increasing the filtering effect provided by the damping circuit by providing a sink for the waveform part of the output current. The orientation-related measurements may provide or can be used to provide:  an orientation relative to a reference position; RPM data; gamma ray binning data; and drill string stick/slip measurements. The drilling method may be useful in, but not limited to, construction of wellbores (vertical and horizontal) for recovery of oil/gas/water, in laying of underground pipelines (e.g. when crossing rivers or other geographic obstructions), and in drilling of boreholes for geothermal purposes. Within the oil and gas field, the drilling method may be useful for rotary-steerable drilling and geo-steering amongst others.
BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
For a better understanding of the present invention reference will now be made, by way of example only, to the accompanying drawings, in which:
Fig. 1 is a schematic diagram of part of a first known signal processing circuit for use with an accelerometer in a directional tool;
Fig. 2 is a graph of Gtot versus time for a vibration experiment using the circuit of Fig 1;
Fig. 3 is a graph of tool high side versus time in the vibration experiment of Fig. 1;
Fig. 4 is a schematic diagram of part of a second known signal processing circuit for use with an accelerometer in a directional tool;
Fig. 5 is a graph of Gtot versus time for a vibration experiment using the circuit of Fig 4.
Fig. 6 is a graph of tool high side versus time in the vibration experiment of Fig. 4;
Fig. 7 is a schematic illustration of a directional tool in accordance with the present invention in use;
Fig. 8 is a schematic block diagram of a directional instrument according to the present invention;
Fig. 9 is a schematic block diagram of an accelerometer employed by the present invention;
Fig. 10 is a schematic block diagram of an embodiment of a damping circuit according to the present invention;
Fig. 11 is a graph of Gtot versus time for a vibration experiment using the circuit of Fig 10;
Fig. 12 is a graph of tool high side versus time in the vibration experiment of Fig. 10;
Fig. 13 is a schematic block diagram of another embodiment of a damping circuit according to the present invention; and
Fig. 14 is a schematic block diagram of another embodiment of a damping circuit according to the present invention.
DETAILED DESCRIPTION
Referring to Fig. 7 a drilling rig 10 controls a drilling operation using a drillstring 12 that comprises lengths of drill pipe 14 screwed together end to end. The drilling rig 10 may be any sort of oilfield, utility, mining or geothermal drilling rig, including: floating and land rigs, mobile and slant rigs, submersible, semi-submersible, platform, jack-up and drill ship. A bottom hole assembly (BHA) 16 is positioned at the lower end of the drillstring 12. A typical BHA 16 comprises a MWD transmitter 18 (which may be for example a wireline telemetry system, a mud pulse telemetry system, an electromagnetic telemetry system, an acoustic telemetry system, or a wired pipe telemetry system), centralisers 20, a directional tool 22 (which can be sonde or collar mounted), a mud motor 24, a bend 26, stabilisers (fixed or variable) and a drilling mechanism 28, which may be electrically driven or more generally powered by drilling fluid such as compressed air, water, foam or mud.
A pump 30 is located at the surface and, in use, pumps drilling fluid through the drillstring 12 to power the mud motor 24, which twists the drill bit 28 to effect drilling when weight is placed on the drill bit under control of a driller and/or drilling control devices (not shown) at the surface. Drilling fluid leaves the drill bit 28 and serves to cool and lubricate the bit during drilling, and to return cuttings to the surface in the annulus formed between the drillstring and the wellbore (not shown).
Referring to Fig. 8 the directional tool 22 comprises a cylindrical housing 32 in the form of a sonde. The housing 32 comprise a tubular, which can be formed of non-magnetic material (such as stainless steel, beryllium copper or austenitic stainless steel), non-metallic composites, or other suitable compositions as known in the art. In some embodiments, a conventional battery pack 43 and a directional instrument 34 are mounted within the housing 32. Alternatively, a drilling fluid powered generator and regulator may be used to power the instrumentation as known in the art.  Various components are mounted within the directional instrument 34: three damping circuits 36, an ADC 38, a signal processing circuit 40, a MWD telemetry unit 42, three inertial sensors 44, 46 and 48, and three magnetometers 44', 46' and 48', and a battery pack 43. As shown schematically there are three damping circuits 36, one for each of three inertial sensors 44, 46 and 48.
The following description is given for a drilling fluid pulse telemetry system, but is applicable to any of the alternative telemetry mechanisms cited herein and as known in the art. Data representing measurements taken by the directional tool 22 is conveyed to the surface using pulses which are pulses of pressure transmitted through the drilling fluid in the interior of the drillstring 12. The pulses are generated by the mud pulser 18 (comprising a pressure pulse transmitter) under control of the mud pulse telemetry unit 42. Referring again to Fig. 7 a standpipe pressure transducer 50 senses the pressure in a line 52 that conveys drilling fluid from the pump 30 to the drillstring 12. The standpipe pressure transducer 50 sends signals representative of that pressure to a decoding interface box 54 which comprises a PLC containing software for decoding the signal and outputting the measurements taken by the directional tool 22 to a display, in this example comprising a driller's display 56 and a laptop 58.
By using the measurement of gravity toolface provided by the directional tool 22, a driller at the surface is able to control the trajectory of the wellbore. Alternatively, the output from the decoding box could be input to another PLC that uses the measurement of gravity toolface to automatically or semi-automatically control the trajectory.
It is important to have an indication of gravity toolface which gives the desired accuracy, typically ±1o. As previously explained, prior circuits that process the output from an inertial sensor do not provide that indication, and/or give rise to other problems such as reliability, repeatability and make increased demands on space within the tool.
Fig. 9 shows a block diagram of one of the inertial sensors 44 (each of the inertial sensors 46, 48 is the same). In this embodiment, the inertial sensor 44 comprises a conventional accelerometer. The accelerometer 44 comprises a proof mass 60 (i.e. a mass known to high precision) that is hinged via a flexile quartz hinge 61 to the body of the accelerometer. A position detector 62 (typically a capacitive position detector) detects the position of proof mass 60 relative to an end stop, one at either side of the mass. An excitation supply 64 provides power to the position detector 62 whose output is amplified by an amplifier 66 to drive current through a torquer coil 68 that keeps the proof mass 60 in its equilibrium position. The current output from the torquer coil 68 reaches an output pin 70. This current is converted to a voltage via an external resistor as described in greater detail below. In use, the accelerometer 44 provides enough current to the torquer coil 68 to maintain the proof mass 60 in capture. However, in some embodiments, the accelerometer is driven by a low voltage power supply (e.g. ±12V) and there is typically a limit to how much current can be supplied. If vibration on the sensitive axis of the accelerometer reaches a sufficient magnitude, the current output saturates and the proof mass is no longer held in capture. Any other conventional inertial sensor could be used in place of the accelerometer 44, preferably an inertial sensor comprising a closed loop feedback servomechanism. In some embodiments, at least a part of the feedback of the servomechanism is available externally of the inertial sensor for manipulation and processing by an external circuit such as the damping circuit 36.  In other embodiments, an external circuit, such as the damping circuit 36, could be integrated with the inertial sensor such that the feedback loop is or is not accessible externally.
Fig. 10 shows a block diagram of a damping circuit 80 embodiment of the invention.  The circuit 80 is shown connected to an accelerometer 44. Resistor R3 provides protection for the circuit 80 by limiting the magnitude of the current from the accelerometer 44. Resistor R1 converts the current output from the accelerometer to a voltage. In this embodiment, the accelerometer output is 3.0mA/G ± 5% and at 1G (no vibration) a DC voltage of ±1.24V is dropped across R1. The DC voltage varies between the two values depending on the rotational position the sensitive axis of the accelerometer 44 in the wellbore.  A low pass filter is connected across R1 and is formed by the combination of a resistor R2 and a capacitor C1. The voltage across C1 is input to an op-amp OP that is arranged in a unity gain configuration. It will be appreciated by those skilled in the art that the embodiments of the invention disclosed herein can be implemented using any suitable commercially available electronics components and hardware.
The current output from the op-amp OP is limited by a resistor R5 and is input to a current buffer amplifier 82 that acts as a current follower with a gain. The current buffer amplifier comprises a complementary pair of transistors to handle the bipolar current from the accelerometer 44. The maximum switching frequency of the op-amp OP between positive and negative current is preferably lower than the maximum frequency that the transistors in the buffer amplifier can switch on and off.
The resistor R5 and the current buffer 82 are useful for certain high vibration scenarios, however, these components are optional as in some circumstances protection against such large vibration may not be needed.
A shunt resistor R4 is connected between the junction of resistors R1, R2 and R3 and the negative feedback of the op-amp OP. All of the active components in the circuit, i.e. accelerometer 44, op-amp OP and current buffer amplifier 82 may be powered by the same power supply (e.g. battery pack 43).
In use, assuming no vibration of the directional tool 22 that lies in the sensitive axis of the accelerometer 44, the capacitor C1 will be quickly charged by the current from the accelerometer and the voltage at the non-inverting input of the op-amp OP will sit at the DC voltage across the charged capacitor. Via the negative feedback the op-amp OP maintains the voltage on the non-inverting input almost exactly identical, so that no current flows in the circuit.
Assuming now that the directional tool 22 suffers some drilling induced vibration, the output current from the accelerometer 44 has a periodic/non-periodic ac-like waveform superimposed upon it. However, the low pass filter shorts to ground such ac frequency components in the output current since the capacitor C1 tries to resist any change to the voltage across it by sourcing or sinking current; as is well-known the reactance of a capacitor increases with frequency and therefore the higher frequency components are shorted to ground more easily. The notional cut-off frequency fc of the low pass filter is in the low hundred Hz range. However, the presence of the shunt resistor R4 allows the op-amp OP to source and sink current on behalf of the capacitor C1, effectively increasing the capacitance of C1 and lowering the cut-off frequency fc of the low pass filter. In particular, for frequencies of several Hz upwards the voltage drops across R2 and R4 are approximately the same and therefore there is a relatively much larger current passed through resistor R4 than through the resistor R2. The current through the resistor R4 is larger by a factor R2/R4. This larger current is either sourced or sunk by the op-amp OP (depending on the polarity of the output current from the accelerometer at the time), which tries to maintain the voltage on the inverting input the same as that on the non-inverting input. Since the voltage on the non-inverting input only varies in response to a change in orientation of the tool, the op-amp OP maintains the voltage at its output close to the DC level, but sources and sinks higher frequency current to/from ground. Therefore, the circuit makes the capacitance of C1 appear as though it is R2/R4 times larger. This lowers the cut-off frequency fc  without having to make the capacitor C1 physically larger.
In contrast, slow changes to the voltage across resistor R1 do affect the DC voltage stored across the capacitor C1. In this way, the voltage at the non-inverting input of the op-amp can change slowly over a range to show how the sensitive axis of the accelerometer 44 has moved relative to the gravity vector.
By using solid state electronics to magnify the capacitive effects of a small ceramic capacitor C1 to effectively simulate a large damping capacitor on the accelerometer output, this provides the torquer current with an ac path that allows the accelerometer to hold proof mass capture at a much higher vibration frequencies and maintains the DC output of the damping circuit with the capture range of ADC. Furthermore, the active circuit design is highly repeatable, and consequently associated thermal offsets and drifts can readily be modelled and compensated, thereby maintaining DC component accuracy over the operating temperature range.
In the field, drillers would like to know to the nearest 0.1o the inclination of each axis X, Y and Z. Each rotation of 0.1o about any one axis corresponds to a change in G of about ±1mG. In one embodiment, the ADC 38 has an input range of ±2V and a resolution of 12 bits, corresponding to 2048 sample levels between 0V and 2V. Therefore to resolve 1mG over a range of 0 to 1G at least 1000 of those sample levels are needed, corresponding to an minimum input voltage to the ADC at 1G of 0.97mV×1000 = 0.97V ~ 1V. Input voltages much higher than this are caused by vibration, and once the peak input voltage rises above 2V the ADC 38 loses capture and a rectification error is caused (see Fig. 2). When the vibration is of very high peak G, the rectification error can cause an error in the gravity toolface measurement of some tens of degrees or more, perhaps as much as 80o or 90o. This is extremely problematic for the driller, who is likely to adjust the drilling trajectory to compensate when in fact no compensation is needed. It will be appreciated that use of higher resolution ADC (e.g. 16 bit) would permit the input voltage to be reduced to provide the same 1mG accuracy.
The DC voltage output from the op-amp OP is input into the ADC 38. Due to the frequency damping properties of the circuit 80, there is much less chance that the ADC will lose capture of the signal causing a rectification error. This means that the driller can have much more confidence in the gravity toolface measurement whilst drilling. Because of the increase stability in the DC voltage output from the circuit 80, it would be possible to increase the value of the precision resistor R1 to output a larger DC voltage since ADC clipping due to vibration is less likely. This is a significant advantage as the accuracy of the gravity toolface measurement is improved.
Embodiments of the invention can be implemented using conventional ADCs. In use, the ADC is programmed to repeatedly sample (e.g. at several hundred kHz) each of the three damping circuits in turn over a set period and to output the samples for each channel to the digital processing circuit 40. This circuit arithmetically averages the samples for each channel to obtain an average inclination. The three values are then used to determine their vector sum to check that they add to 1G. The gravity toolface measurement is then determined using the average inclination values for each axis and the readings from the magnetometers. The gravity toolface measurement is then transmitted to the surface using the mud pulse telemetry unit 42 and the mud pulser 18. The process is then repeated after a set time period to provide the driller with the next gravity toolface measurement.
Figs. 11 and 12 show the results of an experiment, similar to that explained in relation to Figs. 2 and 3, that was performed on the directional tool 22 comprising the circuit 80. Vibration of the tool was started after about 40s. As is clearly seen in Fig. 11 there is little or no rectification offset error in the Gtot output. In Fig. 12 there is also no error in the high side reading of the directional tool 22. The circuitry output voltage has been measured and been shown to be very stable up to 16G vibration and usable to 20G vibration using suitable averaging techniques; this has been demonstrated up to 175oC, but is possible at higher temperatures with selection of suitable higher temperature capable electronic components. One such suitable averaging technique comprises reading the output of each accelerometer 44, 46, 48 in turn (followed by the output of each magnetometer) at the sampling frequency available on the ADC, storing the results in memory, repeating that sequence of readings , and taking an arithmetic average of the output values from each accelerometer. These average values are then vector combined to give a reading of Gtot.
The functionality of the damping circuit may be used with other downhole tools, for example gamma surveying instruments. The improved gravity toolface measurement enables the driller to know with more certainty where a particular binning window of the gamma detector crystal is centred, since this measurement is also based on gravity toolface.
The functionality of damping circuit embodiments according to the invention can be further improved by making the damping effect of the circuit variable. Such variability may be provided by microprocessor control so that the damping provided may be adjusted downhole during use. Such variability greatly increases the functionality of a single tool, enabling it to perform functions that require different damping effects on the output signal of the inertial sensor: for example a function that requires a very low cut-off frequency (e.g. measurement of inclination for a gravity toolface measurement, typically requiring ±0.1° accuracy) and a function that requires a higher cut-off frequency (e.g. measurement of RPM whilst drilling and/or stick/slip of the drill string). By adjustment of the damping effect, the circuit can be adapted for the particular function required. Two exemplary embodiments of variable damping effect are described below.
Referring to Fig. 13 another embodiment of a damping circuit is generally identified by reference numeral 90. The circuit 90 is generally similar to the circuit 80 with like numerals indicating like parts. The circuit 90 comprises a variable circuit element that permits the effective resistance of R2 to be altered. In this embodiment the additional variable circuit element comprises a digital potentiometer 92 (any suitable commercially available digital potentiometer may be used) that allows fine or coarse adjustment of the damping frequency under microprocessor control. In particular, the digital potentiometer 92 controls the voltage drop across the resistor R2, and thereby the current flowing through it. If the current is increased, the ratio of R2/R4 drops and the effective capacitance of C1 is lowered. In this way, the cut-off frequency of the circuit can be increased. Conversely, if the current through R2 in reduced using the potentiometer 92, the ratio of R2/R4 increases and the effective capacitance of C1 is raised. In this way, the cut-off frequency of the circuit can be lowered. A microprocessor (for example in the digital processing circuit 40) may monitor the output signal for any rectification offset effects similar to that shown in Figs. 2 and 3 and Figs. 5 and 6. When detected, the microprocessor adjusts the potentiometer 92 to reduce or substantially eliminate the offset.
Referring to Fig. 14 another embodiment of a damping circuit is generally identified by reference numeral 100. The circuit 100 is generally similar to the circuit 80 with like numerals indicating like parts. The circuit 100 comprises an analog switch 102 (any suitable commercially available analog switch may be used) which provides a switched connection for a resistor R6 in parallel with resistor R2. The control of the switch 102 is via port pins on a microprocessor (not shown). By switching in resistor R6 the effective resistance of R2 can be lowered, thereby lowering the ratio of R2/R4 so that the effective capacitance of C1 is lowered. In this way, the cut-off frequency of the damping circuit can be increased. By switching the resistor out of the circuit, the cut-off frequency can be lowered. In a similar way to Fig. 2, resistor R6 may be switched in and out of the circuit in response to the output at the digital processing circuit 40. Embodiments of the present invention enable improved measurement in a wellbore by a directional tool suffering drilling induced vibration of any combination of the following: gravity toolface, inclination, azimuth, position and rotation parameters. 
The range of subsurface Measurement Whilst Drilling (MWD) and trajectory control applications that would benefit from one or more embodiment of the present invention include, but are not limited to, any of:
1.        Steerable system magnetic (open hole) orienting and surveying.
2.        Steerable system dynamic 'on the fly' orienting and surveying.
3.        Steerable System directional and positional gyroscopic orienting and surveying.
4.        Near bit inclination, orienting and surveying (geosteering) applications.
5.        Air Drilling and Coil Tubing Underbalanced Drilling orienting and surveying applications.
6.        Rotary drilling dynamic MWD inclination and surveying.
7.        Rotary steerable roll stabilized platform and active gravity toolface control.
The damping circuit embodiments of the invention are useful in all manner of downhole tools used in drilling operations, including but not limited to: oil, gas and water wellbore drilling and surveying, geothermal, trenchless, and river crossing HDD applications (e.g. for pipes, cables, etc.). The invention is also useable in any kind of substantially vertical borehole drilling operation.
The damping circuit embodiments disclosed herein can be applied to any closed loop servoed design of downhole inertial sensor including rotating platform or strapdown rotation sensors utilising the servoed 'proof mass' or 'spinning mass' principle, such as gyroscopes, in which measurement of instrument precession induced torque is 'nulled' by a torquer coil current.
It will be appreciated by those skilled in the art that the techniques disclosed herein can be fully automated/autonomous via software configured with algorithms to perform the processes as described herein.  Embodiments can be implemented by programming one or more suitable general-purpose computers having appropriate hardware. The programming may be accomplished through the use of one or more program storage devices readable by the processor(s) and encoding one or more programs of instructions executable by the computer for performing the operations described herein.  The program storage device may take the form of, e.g., one or more floppy disks; a CD ROM or other optical disk; a magnetic tape; a read-only memory chip (ROM); and other forms of the kind well-known in the art or subsequently developed.  The program of instructions may be "object code," i.e., in binary form that is executable more-or-less directly by the computer; in "source code" that requires compilation or interpretation before execution; or in some intermediate form such as partially compiled code.  The precise forms of the program storage device and of the encoding of instructions are immaterial here.  Embodiments of the invention may also be configured to perform the described functions downhole (via appropriate hardware/software implemented in the tool), at surface, and/or in combination.
While the present disclosure describes specific embodiments of the invention, numerous modifications and variations will become apparent to those skilled in the art after studying the disclosure, including use of equivalent functional and/or structural substitutes for elements described herein.  For example, embodiments of the invention can also be implemented for operation in combination with conventional telemetry systems (e.g., mud pulse, fiber-optics, wireline systems, wired drill pipe, etc.).  The disclosed techniques are not limited to any particular type of conveyance means or subsurface operation.  For example, embodiments of the invention are highly suitable for operations such as LWD/MWD, logging while tripping, marine operations, etc.  All such similar variations apparent to those skilled in the art are deemed to be within the scope of the invention as defined by the appended claims. 
What is claimed is:
1.      A tool for use in a downhole operation, comprising:
at least one inertial sensor configured to provide inertial data signals during a downhole operation:
wherein the inertial data signals are affected by undesired vibration;
an electronic circuit configured to provide a damping effect against the undesired vibration effects on the inertial data signals;
wherein the electronic circuit is configured to magnify a capacitance effect to compensate against the undesired vibration effects on the inertial data signals.
2.      A tool as claimed in claim 1, wherein the electronic circuit is configured to actively source or sink current to/from ground to magnify the capacitance effect of the circuit.
3.      A tool as claimed in claim 2, wherein the electronic circuit is configured to provide a variable damping effect.
4.      A tool as claimed in claim 3, wherein the electronic circuit is configured to provide the damping effect when the tool is disposed downhole.
5.      A tool as claimed in claim 4, wherein the electronic circuit is configured to maintain an output DC voltage substantially within a capture range despite vibration on the inertial sensor.
6.      A tool as claimed in claim 5, wherein the tool comprises three mutually orthogonal inertial sensors, each sensor configured to provide inertial data signals during a downhole operation.
7.      A tool as claimed in claim 6, wherein each sensor is linked to an electronic circuit configured to provide a damping effect against undesired vibration effects on the inertial data signals.
8.      A tool as claimed in claim 7, wherein each electronic circuit is configured to actively source or sink current to/from ground to magnify the capacitance effect of the circuit.
9.      A tool as claimed in claim 8, wherein each electronic circuit is configured to provide a variable damping effect.
10.     A tool as claimed in claim 9, wherein each electronic circuit is configured to provide the damping effect when the tool is disposed downhole.
11.     A tool as claimed in claim 10, wherein each electronic circuit is configured to maintain an output DC voltage substantially within a capture range despite vibration on the inertial sensor.
12.     A method of operating a downhole tool, comprising:
obtaining inertial data signals during a downhole operation using at least one inertial sensor disposed on the downhole tool, wherein the inertial data signals are affected by undesired vibration; and
providing a damping effect against the undesired vibration effects on the inertial data signals using an electronic circuit disposed on the downhole tool, the circuit configured to magnify a capacitance effect to compensate against the undesired vibration effects on the inertial data signals.
13.     The method as claimed in claim 12, further comprising configuring the electronic circuit to actively source or sink current to/from ground to magnify the capacitance effect of the circuit.
14.     The method as claimed in claim 13, further comprising configuring the electronic circuit to provide a variable damping effect
15.     The method as claimed in claim 14, further comprising configuring the electronic circuit to provide the damping effect when the tool is disposed downhole.
16.     The method as claimed in claim 15, further comprising configuring the electronic circuit to maintain an output DC voltage substantially within a capture range despite vibration on the inertial sensor.
17.     The method as claimed in claim 12, wherein the tool comprises three mutually orthogonal inertial sensors, each sensor configured to provide inertial data signals during a downhole operation.
18.     The method as claimed in claim 17, wherein each sensor is linked to an electronic circuit configured to provide a damping effect against undesired vibration effects on the inertial data signals.
19.     The method as claimed in claim 18, further comprising configuring each electronic circuit to actively source or sink current to/from ground to magnify the capacitance effect of the circuit.
20.     The method as claimed in claim 19, wherein each electronic circuit is configured to provide a variable damping effect.
21.     The method as claimed in claim 20, wherein each electronic circuit is configured to provide the damping effect when the tool is disposed downhole.
22.     The method as claimed in claim 21, wherein each electronic circuit is configured to maintain an output DC voltage substantially within a capture range despite vibration on the inertial sensor.
１  Abstract Tools and methods for subsurface operations.  Circuit arrangements providing a damping effect against undesired vibration effects on inertial data signals derived from inertial sensors disposed in a downhole tool. 
２  Representative  Drawing
Figure 7
【図１】
2011190676.tif 000017
【図２】
2011190676.tif 000018
【図３】
2011190676.tif 000019
【図４】
2011190676.tif 000020
【図５】
2011190676.tif 000021
【図６】
2011190676.tif 000022
【図７】
2011190676.tif 000023
【図８】
2011190676.tif 000024
【図９】
2011190676.tif 000025
【図１０】
2011190676.tif 000026
【図１１】
2011190676.tif 000027
【図１２】
2011190676.tif 000028
【図１３】
2011190676.tif 000029
【図１４】
2011190676.tif 000030