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Verschiedene Ausführungsbeispiele betreffen Empfangseinrichtungen und Verfahren zum Empfangen von Informationen.
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Bei Erdbohrungen sind Daten zwischen der Erdoberfläche und dem Bohrer im Bohrloch zu übertragen. Problematisch ist, dass der Bohrer im Bohrloch rotiert und durch die fortschreitende Bohrung dauernd verlängert werden muss, sodass daher ein Verlegen von Kabeln mit ständigem Wartungsaufwand verbunden wäre.
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Der Erfindung liegt das Problem zu Grunde, eine einfache und robuste Datenübertragung zwischen dem Bohrkopf im Bohrloch und der Erdoberfläche zu gewährleisten.
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Das Problem wird durch Verfahren und Empfangseinrichtungen mit den Merkmalen gemäß den unabhängigen Patentansprüchen gelöst.
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Weiterbildungen ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen.
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In einer Ausführungsform kann eine Empfangs-Einrichtung kann einen Empfänger enthalten, der eingerichtet sein kann zum Empfangen eines Signals, wobei das Signal einen Rauschanteil und einen die Information aus einem Bohrloch oder von außerhalb des Bohrlochs enthaltenden Nutzanteil enthalten kann. Die Empfangs-Einrichtung kann ferner einen Transformations-Schaltkreis enthalten, der eingerichtet sein kann zum Ermitteln eines transformierten Signals basierend auf einer Wavelet-Transformation des empfangenen Signals. Die Empfangs-Einrichtung kann ferner einen Ermittlungs-Schaltkreis enthalten, der eingerichtet sein kann zum Ermitteln der Information aus dem transformierten Signal.
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In einer Ausführungsform kann das Signal mindestens eines der folgenden Signale enthalten: ein Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein hydraulisches Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein akustisches Telemetrie-Signal; ein elektrisches Telemetrie-Signal und ein elektromagnetisches Telemetrie-Signal.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einer kontinuierlichen Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einem Skalenbereich (englisch: scales) einer kontinuierlichen Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einer diskreten Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann die Information Messdaten aus dem Bohrloch enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Information Steuerdaten von außerhalb des Bohrlochs enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum Demodulieren des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum Decodieren des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum graphischen Darstellen des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis ferner eingerichtet sein zum automatisierten Auswerten des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine modulierte Information enthalten.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine codierte Information enthalten.
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In einer Ausführungsform kann ein Verfahren zum Empfangen von Informationen enthalten: Empfangen eines Signals, wobei das Signal einen Rauschanteil und einen die Information aus einem Bohrloch oder von außerhalb des Bohrlochs enthaltenden Nutzanteil enthält; Ermitteln eines transformierten Signals basierend auf einer Wavelet-Transformation des empfangenen Signals; und Ermitteln der Information aus dem transformierten Signal
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In einer Ausführungsform kann das Signal mindestens eines der folgenden Signale enthalten: ein Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein hydraulisches Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein akustisches Telemetrie-Signal; ein elektrisches Telemetrie-Signal und ein elektromagnetisches Telemetrie-Signal.
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In einer Ausführungsform kann die Wavelet-Transformation eine kontinuierliche Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das transformierte Signal einen Skalenbereich der kontinuierlichen Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Wavelet-Transformation eine diskrete Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Information Messdaten aus dem Bohrloch enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Information Steuerdaten von außerhalb des Bohrlochs enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information ein Demodulieren des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information ein Decodieren des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information eine graphische Darstellung des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information eine automatisierte Auswertung des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine modulierte Information enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine codierte Information enthalten oder sein.
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Ausführungsbeispiele der Erfindung sind in den Figuren dargestellt und werden im Weiteren näher erläutert.
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1 zeigt eine Empfangseinrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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2 zeigt ein Flussdiagramm, das ein Verfahren zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel illustriert.
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3 zeigt ein System um ein Bohrloch mit einer Empfangseinrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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4 zeigt ein Flussdiagramm, das ein Verfahren zum Empfangen und Extrahieren von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel illustriert.
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5A und 5B zeigen Transformationen gemäß verschiedener Ausführungsbeispiele.
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6 zeigt Transformationen gemäß einem Beispiel.
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7 zeigt eine Illustration verschiedener Schritte eines Verfahrens zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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8A zeigt eine Illustration verschiedener Schritte eines Verfahrens zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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8B zeigt eine Illustration 800 der Erfassung der Rotorposition gemäß einem Ausführungsbeispiel.
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9 zeigt eine experimentelle Einrichtung zum Testen von Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung.
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1 zeigt eine Empfangs-Einrichtung 100 zum Empfangen von Information gemäß einem Ausführungsbeispiel. Die Empfangs-Einrichtung 100 kann enthalten einen Empfänger 102, der eingerichtet sein kann zum Empfangen eines Signals, wobei das Signal einen Rauschanteil und einen die Information aus einem Bohrloch oder von außerhalb des Bohrlochs enthaltenden Nutzanteil enthalten kann. Die Empfangs-Einrichtung 100 kann ferner enthalten einen Transformations-Schaltkreis 104, der eingerichtet sein kann zum Ermitteln eines transformierten Signals basierend auf einer Wavelet-Transformation des empfangenen Signals. Die Empfangs-Einrichtung 100 kann ferner enthalten einen Ermittlungs-Schaltkreis 106, der eingerichtet sein kann zum Ermitteln der Information aus dem transformierten Signal. Der Empfänger 102, der Transformations-Schaltkreis 104 und der Ermittlungs-Schaltkreis 106 können über eine Verbindung 108 miteinander verbunden sein. Die Verbindung kann z. B. eine elektrische oder eine optische Verbindung sein, z. B. ein Kabel oder ein Bus.
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In einer Ausführungsform kann das Signal mindestens eines der folgenden Signale enthalten: ein Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein hydraulisches Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein akustisches Telemetrie-Signal; ein elektrisches Telemetrie-Signal und ein elektromagnetisches Telemetrie-Signal.
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In einer Ausführungsform kann der Empfänger in dem Bohrloch angeordnet sein. In einer Ausführungsform kann die Empfangs-Einrichtung in dem Bohrloch angeordnet sein. In einer Ausführungsform kann der Empfänger außerhalb des Bohrlochs angeordnet sein. In einer Ausführungsform kann die Empfangs-Einrichtung außerhalb des Bohrlochs angeordnet sein.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis 104 ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einer kontinuierlichen Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis 104 ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einem Skalenbereich (englisch: scales) einer kontinuierlichen Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Transformations-Schaltkreis 104 ferner eingerichtet sein zum Ermitteln des transformierten Signals basierend auf einer diskreten Wavelet-Transformation des empfangenen Signals.
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In einer Ausführungsform kann die Information Messdaten aus dem Bohrloch enthalten oder sein. In einer Ausführungsform kann die Information Steuerdaten von außerhalb des Bohrlochs enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis 106 ferner eingerichtet sein zum Demodulieren des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis 106 ferner eingerichtet sein zum Decodieren des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis 106 ferner eingerichtet sein zum graphischen Darstellen des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Ermittlungs-Schaltkreis 106 ferner eingerichtet sein zum automatisierten Auswerten des transformierten Signals.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine modulierte Information enthalten.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine codierte Information enthalten.
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2 zeigt ein Flussdiagramm 200, das ein Verfahren zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel illustriert. In 202 kann ein Signal empfangen werden. Das Signal kann einen Rauschanteil und einen die Information aus einem Bohrloch oder von außerhalb des Bohrlochs enthaltenden Nutzanteil enthalten. In 204 kann ein transformiertes Signal ermittelt werden basierend auf einer Wavelet-Transformation des empfangenen Signals. In 206 kann die Information ermittelt werden aus dem transformierten Signal.
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In einer Ausführungsform kann das Signal mindestens eines der folgenden Signale enthalten: ein Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein hydraulisches Mud-Pulse-Telemetrie-Signal; ein akustisches Telemetrie-Signal; ein elektrisches Telemetrie-Signal und ein elektromagnetisches Telemetrie-Signal.
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In einer Ausführungsform kann das Empfangen ein Empfangen des Signals in dem Bohrloch enthalten oder sein. In einer Ausführungsform kann das Empfangen ein Empfangen des Signals außerhalb des Bohrlochs enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Wavelet-Transformation eine kontinuierliche Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das transformierte Signal einen Skalenbereich der kontinuierlichen Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Wavelet-Transformation eine diskrete Wavelet-Transformation enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Information Messdaten aus dem Bohrloch enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann die Information Steuerdaten von außerhalb des Bohrlochs enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information ein Demodulieren des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information ein Decodieren des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information eine graphische Darstellung des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann das Ermitteln der Information eine automatisierte Auswertung des transformierten Signals enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine modulierte Information enthalten oder sein.
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In einer Ausführungsform kann der Nutzanteil eine codierte Information enthalten oder sein.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird eine kontinuierliche Wavelet-Transformation für eine gute Erkennung und Decodierung von Druckpulsen, die verwendet werden, um Daten aus den Bohrlöchern in Echtzeit zu übertragen, bereitgestellt.
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Im Bohrloch können Daten, die von den Sensoren erfasst werden, in Echtzeit oder quasi in Echtzeit übertragen werden. Diese Daten können einen wichtigen Beitrag zu sicheren und kostengünstigen Bohrungen leisten. Spülungspuls–TelemetrieSystems (englisch: Mud pulse telemetry systems) können codierte Druckimpulse (bezeichnet auch als Träger (englisch: carrier) verwenden für die Übertragung von gemessenen Informationen (beispielsweise Richtungs- und Geologische Information) vom Bohrloch und können in Echtzeit oder quasi in Echtzeit codiert zur Oberfläche übertragen werden.
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Der Nachweis der Impulse und deren Eigenschaften (beispielsweise Diskontinuitätspositionen, Dauer und Frequenzen), die anhand eines Geräusches durch ein Signal, das in der Spülung an einem Punkt am Standrohr gemessen werden können, kann für den Erhalt der wichtigen Informationen und für Entscheidungen über den Bohrvorgang während des Bohrens sehr wichtig sein.
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Die Druckimpulse können auf dem Weg zur Oberfläche Energie verlieren und können durch hydraulische Geräusche verunreinigt werden. Dadurch kann die korrekte Erkennung und Dekodierung des Informationssignals erschwert werden. In sehr tiefen Bohrungen kann es nicht möglich sein, ständig eine gute Signalübermittlung mittels Trägern (englisch: carriers) mit höheren Frequenzen zu bekommen, beispielsweise wegen einer starken Dämpfung von hohen Frequenzen. Träger mit hohen Frequenzen können nötig sein, um die Interferenzen mit den unerwünschten Frequenzsignalen im Spülungsbereiche zu vermeiden.
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Die schwachen Druckimpulse, die aus den „Mud Sirenen” beim Empfänger ankommen, können mit Hilfe der kontinuierlichen Wavelet Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen gut erfasst werden, obwohl sie durch Störgeräusche überlagert werden. Mit der kontinuierlichen Wavelet Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen kann es möglich sein, die Träger-Periode, Frequenzen und Diskontinuitätspositionen des Nutzsignals zu ermitteln.
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Gewöhnlich verwendete Methoden für die Erkennung und Decodierung von Daten eines „Mud Pulse Telemetry Systems” können Signale aus zwei Quellen verwenden. Die erste Quelle kann ein Primärsignal (enthaltend Information und Störgeräusche (in anderen Worten: Rauschen)) sein, und die zweite Quelle kann ein Referenzsignal (beinhaltend nur die Störgeräusche) sein. Ein Beispiel für zwei Quellen, die häufig verwendet werden, ist die Installation eines Druck-Transducers am Standrohr und eines weiteren direkt an der lautesten Störquelle, zum Beispiel an der Spülpumpe.
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Das Drucksignal am Standrohr beinhaltet sowohl Informationen als auch hydraulische Störgeräusche (in anderen Worten: hydraulisches Rauschen) von der Spülpumpe. Das Drucksignal an der Spülpumpe besteht dagegen deutlich stärker (beispielsweise annähernd ausschließlich) aus dem Störgeräusch. Die Informations- und Geräuschsignale können vollständig vorhanden sein in beiden Sensoren. Dieses Verfahren subtrahiert das Referenzsignal vom Primärsignal, was zu einer weitgehenden Auslöschung des Störsignals und damit einer besseren Abbildung des Nutzsignals führt. Allerdings kann es auch zu einer Zerstörung der vom „Mud Pulser” kommende Information führen. Der Grad der Unterdrückung der Geräuschkomponente im Primärkanal hängt von der Komplexität des Geräusches ab.
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Ein weiteres Verfahren für die Analyse und Erkennung des Signals von „Mud Pulser Telemetry” im Allgemeinen und eines „Mud Siren Pulsers” im Speziellen kann eine Fourier-Transformation sein, welche Informationen über die durchschnittliche Stärke der Frequenz-Anteile in dem Zeitsignal liefert. Dennoch kann es mit der Fourier-Transformation unmöglich sein, Informationen über ein bestimmtes Ereignis, das während des Messens stattfindet, zu bekommen.
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Die Fourier-Analyse beruht auf einem vorgegebenen Zeitfenster. Die übertragenen Informationen durch die Spülungspuls-Telemetrie mit Hilfe von „Mud Sirenen” haben instationäre Eigenschaften, beispielsweise können plötzliche Änderungen am Anfang und am Ende der codierten Druckpulse auftreten. Diese Eigenschaften und Frequenzen von Trägern sind wichtige Parameter für die übertragenen Signale, können aber durch eine Fourier Analyse verloren gehen.
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Die kontinuierliche Wavelet-Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen kann verwendet werden für die Erkennung von schwachen Druckpulsen, die aus der ”Mud Sirene” kommen. Mit der kontinuierlichen Wavelet-Transformation kann es überdies möglich sein, die Träger-Periode, -Frequenzen und -Diskontinuitätspositionen in Zeitabhängigkeit sicher zu ermitteln. Das Verfahren gemäß verschiedener Ausführungsformen kann verwendet werden für die schnelle Übertragung der Informationen. Darüber hinaus bietet die Wavelet-Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen eine graphische Darstellung des „Mud Pulse Signals” in zwei Dimensionen (beispielsweise Zeit-Skala oder Zeit-Frequenz) für eine visuelle Inspektion.
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Verfahren der kontinuierlichen Wavelet-Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen können auf einem Computer auf der Oberfläche programmiert bzw. installiert werden. Die Korrespondenz-Skalen für die Übertragung der Träger-Frequenzen können gemessen werden. Die Koeffizienten der kontinuierlichen Wavelet-Transformation des gemessenen Signals bei der o. g. Skala können verwendet werden für die Bestimmung der Diskontinuität, Position, Periode und Frequenz (Demodulation und Dekodierung) der Träger. Dazu können graphische Darstellungen erzeugt werden für die visuelle Betrachtung durch Zeichnung der kontinuierlichen Wavelet-Transformations-Koeffizienten für eine bestimmte Periode. Gemäß verschiedener Ausführungsformen kann Filterung oder Nachverarbeitung bei diesem Prozess einfach durchgeführt werden ohne irgendwelche Einschränkungen.
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Gemäß verschiedener Ausführungsformen kann kontinuierliche Wavelet-Transformation beim Bohren von Öl- oder Gas-Brunnen verwendet werden. Träger-Frequenzen und deren Eigenschaften (beispielsweise Diskontinuitätspositionen und Dauer) für die Druckpulse, die durch die „Mud Sirene” erzeugt werden können, können einfach ermittelt und bestimmt werden durch die kontinuierliche Wavelet-Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen, obwohl die Druckpulse durch andere Geräusche beeinflusst werden können und deren Amplitude kleiner sein kann als die Geräuschamplitude.
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Mit der kontinuierlichen Wavelet Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen können die empfangenen Druckpulse im Vergleich zur Fourier-Transformation besser decodiert werden, wie unten beschrieben werden wird. Ferner kann die kontinuierliche Wavelet-Transformations-Analyse gemäß verschiedener Ausführungsformen nicht vom Zeitfenster abhängig sein, im Gegensatz zur Fourier-Transformations-Analyse. Gemäß verschiedener Ausführungsformen kann eine sichere Datenübertragung mit hoher Datenrate über eine große Distanz für den Transport von Daten bereitgestellt werden.
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Gemäß verschiedener Ausführungsformen kann die kontinuierliche Wavelet-Transformation in sehr tiefen Bohrungen eingesetzt werden, wo Druckpulse entlang des Bohrgestänges stark gedämpft sein können. Gemäß verschiedener Ausführungsformen lässt sich eine kontinuierliche Wavelet-Transformation mit Druckpuls basierten Übertragungssystemen (englisch: „mud pulse telemetry systems”) für alle Bohrungsarten, von Flach- bis Tiefbohrung anwenden. Außerdem kann die kontinuierliche Wavelet-Transformation gemäß verschiedener Ausführungsformen auch mit elektromagnetischen und akustischen Telemetrie-Systemen verwendet werden, die für die Übertragung von Daten von der Bohrlochsohle bis zur Oberfläche in Echtzeit während des Bohrvorgangs eingesetzt werden können.
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3 zeigt ein System 300 um ein Bohrloch mit einer Empfangseinrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel. Auf einem Bohrer 302 oder einer Bohrerspitze können Sensoren 304 angeordnet sein. Die von den Sensoren 304 erfassten Informationen können über einen Sender 306 (z. B. eine Spülungs-Sirene (englisch: mud siren), positiver Pulsgeber, negativer Pulsgeber, elektromagnetischer Wellengenerator, oder akustischer Wellengenerator) übertragen werden. Ein Bohrstrang 310 kann mit dem Bohrer 302 verbunden sein. In dem Bohrloch kann sich Bohrspülung 312 befinden. Bohrspülungs-Pumpen 316, Spülungs-Tanks 318 und ein Bohrturm 320 können z. B. oberhalb des Bohrlochs bereitgestellt werden.
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Gemäß verschiedener Ausführungsformen können verschiedene Arten von Drahtlos-Telemetrie-Systemen für eine Übertragung, z. B. eine Übertragung in Echtzeit, von Daten in Bohrlöchern verwendet werden. Während des Bohrens kann eine Art von Drahtlos-Telemetrie-System für die Übertragung verwendet werden. Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann eine Verarbeitung der Daten für jede Art von Drahtlos-Telemetrie-System verwendet werden.
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Mit einem Telemetrie-System können Daten durch die Sensoren 304 in dem Bohrloch gemessen werden. Die Daten können anschließend codiert werden. Anschließend können, je nach verwendetem System, die Daten ferner moduliert werden. Der Sender kann angesteuert werden zum Senden der Information zur Oberfläche.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann ein System, das Druckpulstelemetrie oder Spülungs-Puls-Telemetrie (englisch: mud pulse telemetry) genannt werden kann, bereitgestellt werden. Gemäß einer Ausführungsform werden die Daten durch Erzeugen von codierten Druck-Wellen 308 (in anderen Worten: Druckwellen in der Bohrspülung 308) gesendet. Die Druck-Wellen 308 breiten sich durch die Bohrspülung innerhalb des Bohrstrangs 312 aus. An der Oberfläche wird ein Druckaufnehmer, beispielsweise ein Empfänger 314, verwendet, um den Druck zu messen. Der Empfänger kann über ein Kabel 322 des Druckpuls-Telemetrie-Systems mit einem Computer 324 verbunden sein.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann ein System, das elektromagnetisches Telemetriesystem genannt werden kann, bereitgestellt werden. Die Daten können durch Erzeugen von elektromagnetischen Wellen 330 übertragen werden, die sich durch die Erde zur Oberfläche ausbreiten. Ein Empfänger 326 an der Oberfläche kann verwendet werden zum Messen der Wellen, und der Empfänger 326 kann mittels eines Kabels 334 mit einem Computer 324 verbunden sein.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel kann ein System, das akustisches Telemetriesystem genannt werden kann, bereitgestellt werden. In diesem Fall werden die Daten durch Erzeugen einer codierten akustischen Welle 328 (oder von codierten akustischen Wellen) übertragen, welche sich durch die Wand der Bohrstrang-Röhre ausbreiten kann. An der Oberfläche kann der Empfänger 332 verwendet werden zum Messen der Welle oder Wellen. Der Empfänger kann mit einem Computer 324 über ein Kabel 336 verbunden sein.
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In verschiedenen Ausführungsformen können die Daten, nachdem sie zu dem Computer 324 übertragen worden sind, mit einem Verfahren, zum Beispiel einem Transformations-Verfahren, zum Beispiel einer Wavelet-Transformation, zum Beispiel einer kontinuierlichen Wavelet-Transformation (englisch: continuous Wavelet transformation (CWT)), bearbeitet werden, um die Information zu extrahieren.
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Die gleichen Prinzipien des Übertragens von Daten oder Kommandos (wie Befehlen oder Steuerbefehlen) können von der Oberfläche zu einem Gerät in dem Bohrloch, z. B. zu dem Werkzeug in dem Bohrloch, angewendet werden. Dies kann als „Downlink” bezeichnet werden, während die Übertragung von Daten von dem Bohrloch zur Oberfläche als „Uplink” bezeichnet werden kann.
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In 3 sind neben der Darstellung des Bohrlochs auch Schritte eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel dargestellt. In 338 können Sensoren Daten erfassen (in anderen Worten: ein Messen von Daten durchführen). In 340 können die gemessenen Daten codiert werden. In 342 kann das codierte Signal moduliert werden. In 344 kann das modulierte Signal gesendet werden.
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In 448 kann das empfangene Signal einer Rauschfilterung unterzogen werden. In 348 kann eine CWT angewendet werden. In 350 kann das Signal demoduliert werden. In 352 kann das Signal decodiert werden. In 354 können die Daten (in anderen Worten: die Information) extrahiert werden, beispielsweise für eine Echtzeit-Entscheidung. In 356 kann die Information angezeigt werden.
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Gemäß verschiedener Ausführungsbeispiele können die gemessenen Daten enthalten Daten, die während des Bohrens gemessen wurden, um den Bohrungsverlauf zu überwachen und zu steuern (englisch: measurement while drilling, MWD), die während des Bohrens geloggt werden, um Information über die Beschaffenheit des durchbohrten Gesteins zu gewinnen (englisch: logging while drilling, LWD), und Daten über den dynamischen Zustand des Bohrstranges beim Bohren (Schwingungen, Schläge usw.).
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MWD-Daten können enthalten Richtungs-Daten (Inklination, Azimut und Werkzeug-Ausrichtung).
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LWD-Daten können enthalten Daten über Gamma-Strahlung, Widerstand, Dichte, Porosität, Bohrungsdurchmesser (englisch: caliper), Druck, Temperatur, seismische Aktivität während des Bohrens, Schallgeschwindigkeit (Härte) des Gesteins, Permeabilität, Abbildungen des Bohrlochs und/oder Spülungs-Eigenschaften (wie beispielsweise Widerstand, Dichte, Hydrogensulfid-Gehalt, Temperatur, und/oder Druck).
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Daten über Bohr-Dynamiken können enthalten die Meißelandruckkraft (englisch: weight an bit) und/oder Drehmoment an der Bohrerspitze und in der Bohrgarnitur, Biege-Momente und dynamische Schwingungen.
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Gemäß verschiedener Ausführungsbeispiele können Echtzeit-Dienste basierend auf Telemetrie-Daten profitieren oder bereitgestellt werden und die Echtzeit-Dienste können von den Telemetrie-Daten profitieren. Die Echtzeit-Dienste können enthalten Richtbohrarbeiten, Reservoir-Navigation, Bohr-Optimierung, Bohrlochstabilität, und/oder „Pressure Management” (Optimierung des Druckes in der Bohrung). Dadurch kann eine Erhöhung der Produktion und/oder Produktivität, eine Reduktion der Bohrkosten, erleichtertes Risiko-Management und/oder ein sichereres Bohren erreicht werden.
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4 zeigt ein Flussdiagramm 400, das ein Verfahren zum Empfangen und Extrahieren von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel illustriert. Das Flussdiagramm 400 zeigt ein Verfahren einer Transformation der Daten. Die Daten können in 402 empfangen werden. Beispielsweise können Daten über einen Druck beispielsweise von einem Drucksensor und/oder einer elektrischen Antenne und/oder einem Geophon und/oder einem Mikrophon und/oder ähnlichem empfangen werden. Nachdem die Daten empfangen wurden, können sie zu einem Computer übertragen werden. Das Signal kann in 404 zuerst durch ein Filter geleitet werden (beispielsweise irgendein Filter, wie einen Hochpass, einen Tiefpass, einen Bandpass). Das Filtern kann optional sein, wie durch Pfad 432 im Diagramm 400 dargestellt.
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Nach dem Filtern können die Daten wie durch Pfeil 428 veranschaulicht für visuelle Analysen verwendet werden unter Verwendung eines Bereichs von Skalen (beispielsweise eines Bereichs von Frequenzen). Beispielsweise kann in 406 ein Frequenzbereich ermittelt werden, beispielsweise unter Ermittlung eines minimalen Wertes und eines maximalen Wertes, beispielsweise für Visualisierung einschließlich Modulations-Frequenzen. In 408 kann eine maximale und eine minimale Skala entsprechend einer maximalen und einer minimalen Frequenz ermittelt werden. In 410 kann CWT auf die Daten bei diesen Skalen angewendet werden. In 412 können CWT-Koeffizienten-Werte für visuelle Inspektion dargestellt werden.
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Alternativ oder zusätzlich können die Daten, wie durch Pfeil 430 veranschaulicht, auch verwendet werden für ein Extrahieren der Information durch Ermitteln von korrespondierenden Skalen der Modulations-Frequenzen in 414 und Anwenden von CWT auf die Daten bei diesen Skalen in 416. Dann kann das Signal aus den CWT-Koeffizienten rekonstruiert werden. Aus diesem kann der binäre Code extrahiert werden, was auch als Decodieren bezeichnet werden kann. Beispielsweise können in 418 die Daten für Echtzeit-Entscheidung extrahiert werden durch Demodulation 420, Rekonstruktion des Signals 422 und Decodieren 424. In 426 kann die Information angezeigt werden.
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Gemäß verschiedener Ausführungsformen können verschiedene Arten von Wavelets verwendet werden. Gemäß verschiedener Ausführungsformen kann die Wavelet-Transformation eine kontinuierliche Wavelet-Transformation oder eine komplexe kontinuierliche Wavelet-Transformation enthalten. In verschiedenen Ausführungsformen kann die kontinuierliche Wavelet-Transformation eine oder mehrere der folgenden Transformationen beinhalten: eine Haar-Transformation (abgekürzt mit haar), eine Transformation aus der Daubechies-Familie (abgekürzt mit db), eine Transformation aus der Symlets-Familie (abgekürzt mit sym), eine Transformation aus der Coiflets-Familie (abgekürzt mit coif), eine Transformation aus der Bior-Familie (abgekürzt mit bior), eine Transformation aus der ReverseBior-Familie (abgekürzt mit rbio), eine Transformation aus der Meyer-Familie (abgekürzt mit meyr), eine Transformation aus der Dmeyer-Familie (abgekürzt mit dmey), eine Transformation aus der Gauss-Familie (abgekürzt mit gaus), eine Transformation aus der Mexican-hat-Familie (abgekürzt mit mexh), und eine Transformation aus der Morlet-Familie (abgekürzt mit morl). In verschiedenen Ausführungsformen kann die komplexe kontinuierliche Wavelet-Transformation eine oder mehrere der folgenden Transformationen beinhalten: eine Transformation aus der komplexen Gaus-Familie (abgekürzt mit cgau), eine Transformation aus der Shannon-Familie (abgekürzt mit shan), eine Transformation aus der Frequenz-B-Spline-Familie (abgekürzt mit fbsp), und eine Transformation aus der komplexen Morlet-Familie (abgekürzt mit cmor). Gemäß verschiedener Ausführungsbeispiele können die Wavelets unterteilt sein und daher beispielsweise Daubechies-Familie genannt werden; Familie bedeutet dann beispielsweise das folgende: Daubechies-Familie (db) bedeutet db2, db3, usw.; Bior-Familie (bior) bedeutet bior1.3, bior1.5, usw.
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5A zeigt eine Illustration 500 einer Fourier-Transformation eines Signals 502 im Zeitbereich in ein Signal 504 im Frequenzbereich und eine Zerlegung eines Fourier-Signals 506 in Signals einzelner Frequenzen, beispielsweise ein Signal 508 einer ersten Frequenz, ein Signal 510 einer zweiten Frequenz, ein Signal 512 einer dritten Frequenz und weitere Signals, dargestellt durch Punkte 514.
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5B zeigt eine Illustration 520 einer Wavelet-Transformation eines Signals 522 im Zeitbereich in ein wavelet-transformiertes Signal 524 und eine Zerlegung eines Wavelet-Signals 526 in einzelne Wavelet-Anteile, beispielsweise einen ersten Anteil 528, einen zweiten Anteil 530, einen dritten Anteil 532 und weitere Anteile, dargestellt durch Punkte 534.
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6 zeigt eine Darstellung 600 von Transformationen gemäß einem Beispiel. Dargestellt ist ein synthetisches Beispiel (eine Sinuswelle von 4 Hz simuliert Pumpen-Rauschen und eine Sinuswelle von 20 Hz simuliert die Modulationsfrequenz zum Repräsentieren des binären Codes zum Übertragen von Information). In 602 ist das resultierende Signal als Betrag des Signals über einer Zeitachse dargestellt. In einem ersten Bereich 612, einem dritten Bereich 616, einem fünften Bereich 620 und einem sechsten Bereich 622 (jeweils bezogen auf zeitliche Bereiche) ist nur das Pumpenrauschen vorhanden. In einem zweiten Bereich 614 und einem vierten Bereich 618 ist sowohl das Pumpenrauschen als auch die 20 Hz-Sinuswelle des modulierten binären Codes vorhanden. In dem modulierten codierten Signal kann das Vorhandensein von 20 Hz als binäre „1” interpretiert werden und das Nicht-Vorhandensein von 20 Hz als binäre „0” interpretiert werden, Die Pulsdauer ist 0,5 Sekunden, was beispielsweise 500 Daten-Punkten eines gesampelten Signals entsprechen kann. Abhängig von der gewählten Fenster-Größe für eine Kurzzeit-Fourier-Transformation oder gefensterte Fourier-Transformation (englisch: „Short-Time-Fourier-Transformation (SFTF)” oder „windowed Fourier transform”) können unterschiedlich gute Ergebnisse für die Rekonstruktion der codierten binären Daten erhalten werden.
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Der Einfluss des verwendeten Fensters und der Fensterposition auf das Identifizieren der codierten Information wird anhand von STFT mit verschiedenen Fenstergrößen illustriert. Diagramm 602 zeigt die synthetischen Signale für 3 Sekunden (beispielsweise mit 3000 Datenpunkten). Diagramm 604 zeigt die STFT für eine Fenstergröße von 0,3 Sekunden (beispielsweise 300 Datenpunkte), mit einer Anzahl von Null überlappenden Datenpunkten. Diagramm 606 zeigt die STFT für eine Fenstergröße von 0,5 Sekunden (beispielsweise 500 Datenpunkte), mit einer Anzahl von Null überlappenden Datenpunkten. Dieses Fenster ist das passende für das Signal 602 in diesem Beispiel. Diagramm 608 zeigt die STFT für eine Fenstergröße von 0,75 Sekunden (beispielsweise 750 Datenpunkte), mit einer Anzahl von Null überlappenden Datenpunkten. Diagramm 610 zeigt die STFT für eine Fenstergröße von 1,0 Sekunde (beispielsweise 1000 Datenpunkte), mit einer Anzahl von Null überlappenden Datenpunkten. Nur mit geeigneter Fenstergröße und Fensterposition (hier wie in Diagramm 606 gezeigt) gibt dieses Verfahren gute Ergebnisse.
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7 zeigt eine Illustration 700 verschiedener Schritte eines Verfahrens zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel. Es wird ein synthetisches Beispiel gezeigt, wobei eine 4 Hz-Sinus-Welle (mit anderen Worten: ein Sinusoid einer Frequenz von 4 Hz) ein Pumpen-Rauschen simuliert und eine 20 Hz-Sinus-Welle die Modulationsfrequenz zum Repräsentieren des binären Codes zum übertragen von Information repräsentiert. Das Vorhandensein von 20 Hz (mit anderen Worten: Das Vorhandensein einer Schwingung von 20 Hz oder eines Wellenanteils von 20 Hz) stellt eine binäre 1 dar und das Nicht-Vorhandensein von 20 Hz stellt eine binäre 0 dar. Die „binäre 1” und die „binäre 0” sind nur Repräsentanten zweier verschiedener logischer Zustände. So kann beispielsweise die Darstellung von 0 und 1 vertauscht werden, ohne am Verfahren etwas zu ändern.
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Die Illustration 700 beschreibt das Verfahren des Extrahierens der Information unter Verwendung eines Morlet-Wavelets. Unter (a) sind die synthetischen Signale dargestellt (links im stationären Zustand mit dauerndem Vorhandensein eines Anteils von 20 Hz, und rechts in nichtstationärem Zustand mit abwechselndem Vorhandensein und Nichtvorhandensein eines Anteils von 20 Hz). Unter (b) sind die absoluten Werte einer CWT der Signale als Skaleogramme für Bereiche von Frequenzen oder Skalen gezeigt. Unter (c) sind die Wavelet-Koeffizienten bei der Skala von 203 (entsprechend einer Frequenz von 4 Hz) gezeigt. Unter (d) sind die Wavelet-Koeffizienten bei der Skala von 40 (entsprechend einer Frequenz von 20 Hz) gezeigt. Unter (e) ist die Rekonstruktion eines Signals aus CWT-Koeffizienten bei der Modulations-Frequenz (des Trägers) für Decodierung gezeigt. Unter (f) ist eine schnelle Fourier-Transformation (englisch: Fast Fourier Transformation (FFT)) der Signale gezeigt. Es wird verstanden werden, dass aus den Ergebnissen der Wavelet-Transformation (wie unter (c), (d) und (e) dargestellt), die codierte Information (beispielsweise der zeitliche Verlauf der codierten Bits 0 und 1) gut rekonstruiert werden kann.
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8A zeigt eine Illustration 800 verschiedener Schritte eines Verfahrens zum Empfangen von Informationen gemäß einem Ausführungsbeispiel. Es wird ein Beispiel aus dem praktischen Einsatz gezeigt. Es sind ein 2 Hz-Pumpen-Geräusch (mit anderen Worten: 2 Hz-Pumpen-Rauschen) und Modulations-Frequenzen von 40 Hz und 60 Hz, die durch Mud-Siren zur Darstellung des binären Codes zum Übertragen von Information erzeugt werden, gezeigt. Das Vorhandensein eines Frequenzanteils von 60 Hz kann als binäre „1” interpretiert werden, und das Vorhandensein eines Frequenzanteils von 40 Hz kann als binäre „0” interpretiert werden. Gemäß einer Ausführungsform kann ein Verfahren ähnlich dem Verfahren wie oben beschrieben synthetischen Beispiel zum Extrahieren der Information mit Hilfe eines Morlet-Wavelets verwendet werden. Unter (a) ist ein Beispiel für eine zu codierende Bitfolge angegeben. Unter (b) sind das gemessene Druck-Signal (bezeichnet als P1) und die Stellung von Rotor und Stator zueinander entsprechend der durch die Mud-Siren erzeugten Frequenz dargestellt. Das Drucksignal wird am Transducer bei P1 gemessen. Die Rotor-Position wird durch einen Näherungs-Sensor, der an dem Rohr an einem festen Punkt befestigt ist, gemessen. Der Wert 1 gibt an, dass massive Teile des Rotors am Näherungs-Sensor vorbeigehen, während der Wert 0 angibt, dass ein offener Raum des Rotors am Näherungs-Sensor vorbeigeht. Unter (c) ist das gemessene und gefilterte Druck-Signal (P1-f) (beispielsweise durch einen Band-Pass-Filter) und die Rotor-Position dargestellt. Unter (d) sind absolute CWT-Werte der Signale als Skaleogramm für Bereiche von Frequenzen oder Skalen einschließlich Pumpen- und beider Modulations-Frequenzen dargestellt. Unter (e) sind absolute CWT-Werte der Signale als Skaleogramm für Frequenzbereiche dargestellt, die den Bereich, der den Modulationsfrequenzen entspricht, enthält. Unter (f) ist eine schnelle Fourier-Transformation der Signale dargestellt, die beide Modulations-Frequenzen und die Pumpen-Frequenz zeigt. Unter (g) sind CWT-Koeffizienten der Skala 406 (entsprechend der Pumpen-Frequenz von 2 Hz) dargestellt. Unter (h) sind CWT-Koeffizienten der Skala 20 (entsprechend der Modulations-Frequenz von 40 Hz) dargestellt. Unter (i) sind CWT-Koeffizienten der Skala 13 (entsprechend der Modulations-Frequenz von 60 Hz) dargestellt. Unter (j) ist eine Rekonstruktion des Signals aus CWT-Koeffizienten für die Modulations-Frequenz von 40 Hz dargestellt, woraus dann die ursprünglich codierte Information wieder decodiert werden kann. Unter (k) ist eine Rekonstruktion des Signals aus CWT-Koeffizienten für die Modulations-Frequenz von 60 Hz gezeigt, woraus dann die ursprünglich codierte Information wieder decodiert werden kann.
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8B zeigt eine Illustration 800 der Erfassung der Rotorposition gemäß einem Ausführungsbeispiel. Ein induktiver Näherungs-Sensor 802 erfasst die Position des Rotors wie in dem Graphen 808 gezeigt. Über einen ersten Regler 804 kann eine erste Frequenz (in anderen Worten eine dominante Frequenz) eingestellt werden. Über einen zweiten Regler 806 kann eine zweite Frequenz eingestellt werden. Beispielsweise kann zur Übertragung eines Binärcodes die erste Frequenz als „Null” und die zweite Frequenz als „Eins” verwendet werden (oder umgekehrt).
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9 zeigt eine experimentelle Einrichtung 900 (in anderen Worten: eine Test-Einrichtung) zum Testen von Verfahren gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Ein Strömungskreislauf 902 kann verwendet werden, um Effekte der Druckwellenausbreitung in Bohrsträngen im Labor zu untersuchen. Die Gesamtlänge des Strömungskreislaufs 902 von einer Entladung einer Pumpe 908 zurück zu einem Wassertank 906 ist beispielsweise 82,5 m. Ein pulsgebender Abschnitt 912 (der auch als Pulser bezeichnet werden kann) kann eine Länge von 0,6 m haben und ein Verbindungs-Rohr 914 von 4,6 m Länge kann vor dem pulsgebenden Abschnitt 912 angeordnet sein und aus einem leicht größeren Durchmesser als der Rest der Strömungskreislauf 902, die einen inneren Durchmesser von 57 mm haben kann, gemacht sein. Von der Zentrifugalpumpe oder Kreiselpumpe 908 kommend bewegt sich der Fluss durch ein Aktuator-System 926, welches die typischen hydraulischen Störgeräusche einer Spülpumpe simulieren kann, um 3,6 m vertikal, fließt dann durch eine Krümmung und dann durch einen langen horizontalen Abschnitt hin zu dem pulsgebenden Abschnitt 912. Das Rohr hinter dem Pulser 912 führt zurück zum Wassertank 906, was den Ringraum (englisch: annulus) in einem Bohrloch simuliert. Die Fluss-Richtung ist durch Pfeile 904 angezeigt.
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Das für die Test-Einrichtung 900 verwendete Rohr kann aus PVC-U (Polyvinylchlorid, unplastiziert) sein; der maximale Betriebsdruck kann 10 bar sein. Der offene Wassertank 906 kann ein Volumen von 1 m3 haben.
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Echte Bohranlagen verwenden Kolbenpumpen im Spülungskreislauf. Bei solchen Pumpen ist der Volumenstrom abhängig von den Hüben pro Minute. Jedoch kann es für den Strömungskreislauf im Labor gewünscht sein, den Volumenstrom und die Anzahl der Hübe pro Minute einzeln (in anderen Worten: unabhängig voneinander) einstellen zu können. Dies kann beispielsweise durch eine Installation einer Zentrifugalpumpe zum Bereitstellen eines konstanten Basis-Volumenstroms und Hinzufügen des variablen Aktuator-Systems 926 zum Überlagern der typischen Druck-Fluktuationen von Kolbenpumpen erreicht werden. Die Zentrifugalpumpe 908 erlaubt zum Beispiel einen maximalen Volumenstrom von 40 m3/h. In der Nähe der Entladung der Pumpe 908 ist das Aktuator-System 926 zum Beispiel vertikal angeordnet. Nachfolgend wird zum Beispiel ein elektromagnetischer Durchflussmesser 910 verwendet, um den Volumenstrom zu messen. Der „Mud-Siren”-Pulser 912 ist in den Strömungskreislauf 902 zum Beispiel in einem Abstand von 38,86 m von der Pumpe bereitgestellt. Der Druck in dem Rohr kann zum Beispiel an vier verschiedenen Orten unter Verwendung eines ersten Druck-Sensors 916 in einem Abstand von 4,5 m von der Entladung der Pumpe 908, eines zweiten Druck-Sensors 918 in einem Abstand von 19,5 m von der Entladung der Pumpe 908, eines dritten Druck-Sensors 920 in einem Abstand von 38,51 m von der Entladung der Pumpe 908 und eines vierten Druck-Sensors 922 in einem Abstand von 39,89 m von der Entladung der Pumpe 908 gemessen werden. Der Mess-Bereich der Druck-Sensoren kann im Bereich von 0 bis 6 bar (beispielsweise entsprechend einem gemessenen Strom von 4 bis 20 mA) liegen. Die Druck-Sensoren können gemäß dem Piezo-Resistivität-Messungs-Prinzip funktionieren. Die Mess-Werkzeuge, der Pulser 912 und das Aktuatorsystem 926 können mit einem Datenerfassungs-System 924 verbunden sein. Die Betriebs-Variablen für das Experiment können entweder manuell oder automatisch von einem Computer gesteuert werden.
