DE112016005698T5

DE112016005698T5 - Bitverwürfelung in Differenzimpulspositionsmodulation

Info

Publication number: DE112016005698T5
Application number: DE112016005698.2T
Authority: DE
Inventors: Jianying Chu
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2016-03-11
Filing date: 2016-03-11
Publication date: 2018-09-06
Also published as: BR112018014046B1; GB2562915A; MX2018008579A; US10876396B2; NO20180850A1; CA3010424C; SA518391992B1; CN108463613A; GB201810586D0; BR112018014046A2; US20190078436A1; WO2017155547A1; CA3010424A1; GB2562915B

Abstract

Ein System umfasst in einigen Ausführungsformen: eine Steuereinrichtung; und einen Schlammimpulstelemetriemodulator, der an die Steuereinrichtung gekoppelt und dazu konfiguriert ist, eine Schlammsäule unter Verwendung von Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codewörtern zu modulieren, die höchstwertige Bits und niedrigstwertige Bits umfassen, wobei die Steuereinrichtung das höchstwertige Bit in jedem der Codewörter einem ersten Datenparameter mit einem ersten Wichtigkeitswert und das niedrigstwertige Bit in jedem der Codewörter einem zweiten Datenparameter mit einem zweiten Wichtigkeitswert zuteilt, der niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist.

Description

HINTERGRUND
Schlammimpulstelemetrie - und insbesondere Differenzimpulspositionsmodulation (differential Impuls position modulation - DPPM) - ist eine Art von Telemetrietechnik, die zum Übermitteln von Daten zwischen Oberflächenausrüstung und Bohrstrangwerkzeugen während eines Bohrvorgangs verwendet wird. Diese Daten werden durch Druckmodulation der Bohrschlammsäule übermittelt - beispielsweise durch Erhöhen oder Senken des Drucks der Bohrschlammsäule in festgelegten Intervallen. Wenn dieser Schlammimpulse an einem Ende des Bohrstrangs erzeugt werden, unterliegen sie jedoch in der Regel einer wesentlichen Dämpfung und Verzerrung, während sie sich zum anderen Ende des Bohrstrangs bewegen (z. B. durch Schlammdämpfung, Bohrstrangvibration und Schlammpumpenrauschen). Die resultierende Reduzierung des Signal-Rausch-Verhältnisses kann die Decodierung der Schlammimpulse kompliziert gestalten, wenn sie empfangen werden.
Figurenliste
Entsprechend werden in den begleitenden Zeichnungen und in der nachstehenden Beschreibung verschiedene Bitverwürfelungstechniken offenbart, die beim Durchführen von Differenzimpulspositionsmodulation (DPPM) benutzt werden können, um die zuverlässige Interpretation der empfangenen Daten zu erleichtern. In den Zeichnungen zeigen:

1 eine schematische Darstellung eines Bohrvorgangs.
2 ein Blockdiagramm von Komponenten, die zum Übermitteln von Daten über eine Bohrschlammsäule unter Verwendung von DPPM verwendbar sind.
3 ein Kurvendiagramm, das eine Reihe beispielhafter Schlammimpulssignale veranschaulicht, die mehrere Codewörter beinhalten.
4 ein Kurvendiagramm, das beispielhafte Schlammimpulssignale veranschaulichen, die ein einzelnes Codewort darstellt.
5A eine Tabelle einer Bitmap aus vier Bytes an Daten, die unter Verwendung von DPPM über eine Schlammsäule übertragen werden.
5B eine Tabelle, die einen Bitzuteilungsplan für vier Bytes an Daten zeigt, die unter Verwendung von DPPM über eine Schlammsäule übertragen werden.
6 ein Ablaufdiagramm eines Bitverwürfelungsverfahrens, das in Verbindung mit DPPM im Kontext der Schlammimpulstelemetrie verwendbar ist.

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Offenbart wird eine Bitverwürfelungstechnik, die beim Durchführen von Differenzimpulspositionsmodulation (DPPM) benutzt werden kann, um die zuverlässige Interpretation der empfangenen Daten zu erleichtern. Die Technik umfasst wenigstens zwei Aspekte. Erstens werden die in jedem DPPM-Codewort enthaltenen Bits auf vorteilhafte Weise zugeteilt, so dass die Codewort-Bits, die am wenigsten für Umgebungsrauschen empfindlich sind, Daten enthalten, die für relativ wichtiger oder relativ flüchtiger gehalten werden (z. B. Neigung des Bohrstrangs), und so dass die Codewort-Bits, die für Umgebungsrauschen am empfindlichsten sind, Daten enthalten, die für relativ weniger wichtig oder relativ weniger flüchtig gehalten werden (z. B. Bohrlochtemperatur). Zweitens kann dieser Bitzuteilungsplan regelmäßig angepasst werden, so dass die Daten von relativ geringerer Wichtigkeit (oder geringerer Flüchtigkeit) unter Verwendung der Codewort-Bits übertragen werden, die für Umgebungsrauschen am wenigsten empfindlich sind. Dies gestattet es der Steuerung am Empfänger, regelmäßig Änderungen in den weniger wichtigen oder weniger flüchtigen Parametern zu beurteilen. Änderungen, die an einem weniger flüchtigen Parameter beobachtet werden, wenn dieser Parameter einem weniger empfindlichen Codewort-Bit zugeteilt ist, gegenüber dem Fall, dass der Parameter einem empfindlicheren Codewort-Bit zugeteilt ist, können zum Charakterisieren der Schlammsäule verwendet werden. Diese Charakterisierung kann dann zum mathematischen Korrigieren künftiger Übertragungen verwendet werden, die über die empfindlichen Codewort-Bits empfangen werden. Die Charakterisierung kann auch zum Bestimmen einer zeitgemittelten Bitfehlerrate (BER) für den Kanal verwendet werden, die wiederum zum Maximieren des Datendurchsatzes unter Erfüllung der vorgegebenen BER-Anforderungen verwendet werden kann.
1 ist eine schematische Darstellung eines Bohrvorgangs. Insbesondere stellt 1 eine veranschaulichende MPT-Umgebung dar, die einen Bohrturm 10 beinhaltet, der an der Oberfläche 12 des Bohrlochs konstruiert ist und einen Bohrstrang 14 trägt. Der Bohrstrang 14 erstreckt sich durch einen Drehtisch 16 und in ein Bohrloch 18, das durch Erdformationen 20 gebohrt wird. Der Bohrstrang 14 kann eine Mitnehmerstange 22 an seinem oberen Ende, ein Bohrgestänge 24, das an die Mitnehmerstange 22 gekoppelt ist, und eine BHA 26 beinhalten, die an das untere Ende des Bohrrohrs 24 gekoppelt ist. Die BHA 26 kann Schwerstangen 28, ein Vermessungswerkzeug (z. B. ein MWD- oder LWD-Werkzeug) 30 und einen Bohrmeißel 32 zum Durchdringen von Erdformationen beinhalten, um das Bohrloch 18 zu erzeugen. Im Betrieb werden die Mitnehmerstange 22, das Bohrgestänge 24 und die BHA 26 von dem Drehtisch 16 gedreht. Alternativ oder zusätzlich zur Drehung des Bohrgestänges 24 durch den Drehtisch 16 kann der Bohrmeißel 32, wie der Fachmann verstehen wird, auch durch einen Bohrlochmotor wie etwa einen Schlammmotor (nicht spezifisch gezeigt) gedreht werden. Die Schwerstangen erhöhen das Gewicht des Bohrmeißels 32 und versteifen die BHA 26, wodurch die BHA 26 Gewicht auf den Bohrmeißel 32 ausüben kann, ohne einzuknicken. Das durch die Schwerstangen auf den Bohrmeißel 32 ausgeübte Gewicht erlaubt es dem Bohrmeißel 32, die unterirdischen Formationen zu zerstoßen.
Wie in 1 gezeigt, kann die BHA 26 ein Vermessungswerkzeug 30 beinhalten, das ein Teil des Schwerstangenabschnitts 28 sein kann. Während der Bohrmeißel 32 arbeitet, kann Bohrfluid (allgemein als „Bohrschlamm“ bezeichnet) aus einer Schlammgrube 34 an der Oberfläche von einer Pumpe 15 durch ein Standrohr 11 und ein Speiserohr 37, durch den Bohrstrang 14 und zum Bohrmeißel 32 gepumpt werden, wie durch Pfeil 5 angegeben. Der Bohrschlamm wird aus dem Bohrmeißel 32 abgegeben und dient dazu, den Bohrmeißel 32 zu kühlen und zu schmieren und Bohrklein wegzutragen, das vom Bohrmeißel 32 erzeugt wird. Nach dem Strömen durch den Bohrmeißel 32 strömt das Bohrfluid durch den Ringbereich zwischen dem Bohrstrang 14 und der Bohrlochwand 19 zurück zur Oberfläche, gezeigt durch Pfeil 6, wo es aufgefangen und zum Filtern in die Schlammgrube 34 zurückgeleitet wird. Die zirkulierende Säule aus Bohrschlamm, der durch den Bohrstrang 14 strömt, kann auch als ein Medium zum Übertragen von Drucksignalen 21 dienen, die Informationen vom Vermessungswerkzeug 30 (oder einem anderen Bohrlochwerkzeug) an die Oberfläche und von der Oberfläche an das Vermessungswerkzeug 30 (oder andere Bohrlochwerkzeug) tragen. In einer Ausführungsform ist eine Bohrlochdatensignalisierungseinheit 35 als Teil des Vermessungswerkzeugs 30 vorgesehen. Die Datensignalisierungseinheit 35 kann einen Impulserzeuger (oder Modulator) 100 zum Erzeugen von Drucksignalen (z. B. über Restriktion (positive Impulse) oder Diversion (negative Impulse)) beinhalten, die für MPT verwendet werden.
Das Vermessungswerkzeug 30 kann Sensoren 39A und 39B beinhalten, die an geeignete Datencodierungschaltungen gekoppelt sein können, wie etwa einen Encoder 38, der sequenziell codierte digitale elektrische Datensignale erzeugt, die die von den Sensoren 39A und 39B erlangten Messungen darstellen. Obwohl zwei Sensoren gezeigt sind, wird ein Fachmann verstehen, dass weniger oder mehr Sensoren verwendet werden können, ohne von den Grundgedanken der vorliegenden Erfindung abzuweichen. Die Sensoren 39A und 39B können dazu ausgewählt sein, Bohrlochparameter zu messen, darunter ohne Beschränkung Umgebungsparameter, direktionale Bohrparameter und Formationsbeurteilungsparameter. Beispielparameter können Bohrlochdruck; Bohrlochtemperatur; Werkzeugstrangvibration; Gewicht und Drehmoment am Bohrmeißel; spezifischer Widerstand, Porosität oder Leitfähigkeit von Erdformationen; und Positions- und/oder Ausrichtungsinformationen umfassen.
Wie gezeigt, kann das Vermessungswerkzeug 30 nahe dem Meißel 32 angeordnet sein, um Daten zu sammeln. Obwohl einige oder alle gesammelten Daten von dem Vermessungswerkzeug 30 gespeichert werden können, können wenigstens einige der gesammelten Daten in der Form von Drucksignalen von der Datensignalisierungseinheit 35 durch das Bohrfluid im Bohrstrang 14 übertragen werden. Der Datenstrom, der über die Säule aus Bohrfluid (oder „Schlammsäule“) übermittelt wird, kann an der Oberfläche von einem Messwandler 36 erfasst werden, der ein elektrisches Signal ausgibt, das den Fluiddruck im Rohr in Abhängigkeit von der Zeit darstellt. Das von dem Druckmesswandler 36 ausgegebene Signal wird an eine Steuereinrichtung 33 übermittelt, die nahe dem Plattformboden angeordnet sein kann. Alternativ kann die Steuereinrichtung 33 entfernt vom Plattformboden angeordnet sein. In einer Ausführungsform kann die Steuereinrichtung 33 Teil eines tragbaren Vermessungsfahrzeugs oder einer tragbaren Vermessungsanlage sein.
Wie in 1 gezeigt, empfängt die Steuereinrichtung 33 auch akustische oder Vibrationsdaten von einem Akustiksensor oder Vibrationssensor 40, der an oder nahe der Pumpe 15 angeordnet ist. Wie hier beschrieben, werden akustische oder Vibrationsdaten von dem Akustiksensor oder Vibrationssensor 40 analysiert, um Pumpenrauschen oder zugehörige Parameter wie etwa Pumpenhubtaktungsinformationen zu schätzen. Mit einer Pumpenrauschschätzung oder zugehörigen Parametern, die wenigstens teilweise aus den akustischen oder Vibrationsdaten abgeleitet werden, die von dem Akustiksensor oder Vibrationssensor 40 gesammelt werden, kann die Steuereinrichtung 33 den Datenstrom aus dem vom Druckmesswandler 36 empfangenen elektrischen Signal demodulieren. Als ein Beispiel kann der demodulierte Datenstrom Bohrlochbohrparametern und/oder Formationscharakteristiken entsprechen, die von den Sensoren 39A und 39B oder dem Vermessungswerkzeug 30 gemessen werden.
Das Pumpenrauschen, das im Demodulationsprozess berücksichtigt oder herausgefiltert werden muss, wird durch den Betrieb der Pumpe 15 verursacht, die normalerweise auf Kolbenbasis arbeitet und ein wesentliches Maß an Druckvariation aufgrund der Betätigung der Kolben und Ventile verursacht. In wenigstens einigen Ausführungsformen ist ein Pulsationsdämpfer 31 entlang dem Speiserohr 37 oder Standrohr 11 angeordnet, um die (relativ) hochfrequente Variation zu dämpfen, was in der Regel nur eingeschränkten Erfolg hat. Stromabwärts des Pulsationsdämpfers 31 misst der Druckmesswandler 36 Druckvariationen in dem Fluid im Speiserohr 37 und erzeugt entsprechende Signale. In anderen Ausführungsformen kann der Druckmesswandler 36 in direktem Kontakt mit dem Fluid stehen, das über das Speiserohr 37 gefördert wird (z. B. reagiert der Druckmesswandler 36 physisch auf Druckvariationen im Fluid), oder kann an ein rohrförmiges Gehäuse gekoppelt sein (z. B. misst der Druckmesswandler 36 Abmessungsveränderungen im Speiserohr 37 aufgrund von Druckvariationen in der Fließströmung). In jedem Fall stellt der Druckmesswandler 36 ein messbares Referenzsignal (z. B. Spannung, Strom, Phase, Position usw.) bereit, das mit dem Fluiddruck in Abhängigkeit von der Zeit korreliert (d. h. dP(t)/dt). Die Korrelation des Referenzsignals und des Fluiddrucks kann für unterschiedliche Druckmesswandlerkonfigurationen variieren.
In wenigstens einigen Ausführungsformen verwendet eine beispielhafte Druckmesswandlerkonfiguration ein piezoelektrisches Material, das am Speiserohr 37 angebracht ist oder es umgibt. Wenn der Druck des Fluids, das über das Speiserohr 37 befördert wird, sich ändert, wird das piezoelektrische Material verformt, was zu einem unterschiedlichen Spannungspegel zwischen zwei Messpunkten am piezoelektrischen Material führt. Eine andere Druckmesswandlerkonfiguration verwendet Glasfaser, die um das Speiserohr 37 gewickelt ist. Wenn der Druck des Fluids, das über das Speiserohr 37 befördert wird, sich ändert, ändern sich die Abmessungen des Speiserohrs 37, was dazu führt, dass die Glasfaser mehr oder weniger gedehnt wird (d. h. die Gesamtlänge der Glasfaser wird beeinflusst). Das Maß an Dehnung oder Veränderung der Glasfaserlänge kann gemessen werden (z. B. unter Verwendung von Interferometrie zum Erfassen einer Phasenänderung) und mit dem Druck des Fluids korreliert werden, das über das Speiserohr 37 befördert wird. Es sei auch angemerkt, dass mehrere Druckmesswandler 36 an unterschiedlichen Stellen am Speiserohr 37 verwendet werden können. Die Ausgaben mehrerer Druckmesswandler können gemittelt oder anderweitig kombiniert werden.
2 ist ein Blockdiagramm von Komponenten, die zum Übermitteln von Daten über eine Bohrschlammsäule unter Verwendung von DPPM verwendbar sind und von denen wenigstens einige auch in 1 dargestellt sind. 2 beinhaltet insbesondere die Steuereinrichtung 33, den Druckmesswandler 36 und den akustischen/Vibrationssensor 40 an der Oberfläche. Die Steuereinrichtung 33 ist an einen Speicher 202 (z. B. eine Festplatte) gekoppelt, die Software 204 beinhaltet. Die Steuereinrichtung 33, der Speicher 202 und/oder die Software 204 können zentraler oder verteilter Art sein. Im Bohrloch ist der Modulator 100 an eine Steuereinrichtung 200 gekoppelt, die wiederum an einen Speicher 206 gekoppelt ist, der Software 208 umfasst. Die Steuereinrichtung 200, der Speicher 206 und/oder die Software 208 können zentraler oder verteilter Art sein. Die Schlammsäule (in 2 allgemein durch Bezugszeichen 210 bezeichnet) dient zum Kommunizieren zwischen der Steuereinrichtung 33 und der Steuereinrichtung 200. In der spezifischen in 2 gezeigten Ausführungsform wird Kommunikation vor allem vom Bohrlochwerkzeug an die Oberfläche übertragen, da der Modulator 100 im Bohrloch und der Druckmesswandler 36 an der Oberfläche gezeigt ist. Der Umfang der Offenbarung ist jedoch nicht auf diese Ausführungsformen beschränkt und schließt Ausführungsformen, in denen Kommunikation von der Oberfläche ins Bohrloch übertragen werden, vollumfänglich ein. In diesen Ausführungsformen ist ein Modulator an der Oberfläche vorhanden, um die Schlammsäule zu modulieren, und ein Druckmesswandler ist im Bohrloch angeordnet, um in der Schlammsäule empfangene Druckimpulse zu empfangen, zu demodulieren und zu decodieren. Die Codierung, Decodierung, Modulation und Demodulation wird teilweise oder ganz von Messwandlern und Modulatoren unter Anleitung durch die Steuereinrichtung 53 und/oder Steuereinrichtung 200 durchgeführt, die jeweils Software 204 und/oder Software 208 ausführt. Veranschaulichende, nicht einschränkende Codierungs- und Modulationstechniken, die in den Ausführungsformen der 1 und 2 verwendet werden können, sind nachstehend unter Bezugnahme auf die 3-6 beschrieben.
3 ist ein Kurvendiagramm 300, das eine Reihe beispielhafter Schlammimpulssignale veranschaulicht, die mehrere DPPM-Codewörter beinhalten. Insbesondere zeigt das Kurvendiagramm 300 die Zeit auf der x-Achse und den Druck auf der y-Achse. Eine Reihe von Impulsen 301-309 ist an der x-Achse gezeigt. Da diese Impulse DPPM verwenden, codiert die Zeit zwischen jedem aufeinanderfolgenden Paar Impulse einige Daten und gilt als unabhängiges Codewort. Beispielsweise ist die Zeit zwischen den Impulsen 301 und 302 in 3 als „I1“ bezeichnet und stellt im DPPM-Schema ein einzelnes Codewort aus Daten dar. Ebenso ist die Zeit zwischen den Impulsen 302 und 303 mit „I2“; die Zeit zwischen den Impulsen 303 und 304 mit „I3“; und die Zeit zwischen den Impulsen 304 und 305 mit „I4“ bezeichnet. Gemeinsam bilden die Codewörter, repräsentiert durch die Codewörter I1-I4, die Liste L1. Nach einer Listenabgrenzungsperiode LD beginnt die nächste Liste L2. Die Liste L2 umfasst Codewörter I' 1, I'2, I'3 und so fort, die jeweils ein separates Codewort aus Daten repräsentieren. Codewörter können je nach der spezifischen Implementation verwendeter DPPM eine unterschiedliche Anzahl Bits aufnehmen. Zum Beispiel kann jedes Codewort drei Bits enthalten, so dass im Beispiel aus 3 die Codewörter I1-I4 in Liste L1 insgesamt 12 Bits an Daten tragen können.
4 ist ein Kurvendiagramm 400, das beispielhafte Schlammimpulssignale veranschaulichen, die ein einzelnes Codewort darstellt. Insbesondere zeigt das Kurvendiagramm 400 Details zum Codewort I1 aus 3. Jeder der Impulse 301, 302 weist eine Impulsbreite auf - zum Beispiel die Impulsbreite „PW“, die in Bezug auf Impuls 301 gezeigt ist. Die minimale Impulsintervallzeit (pulse interval time - MPT) zeigt die Mindestmenge an Zeit, die die Impulse in einem gegebenen DPPM-Schema trennen muss. Auf die MPT folgt die Datencodierungszeit (data encoding time - DET). Die DET sollte in den zulässigen Impulspositionierungsbereich (Legal Impuls Positioning Range - LPR) fallen, in dem der zweite Impuls 302 erscheinen muss. Die spezifische Zeit, zu der der zweite Impuls 302 erscheint, ist gleich der Summe von MPT und DET, und DET gibt die Daten an, die in dem Codewort enthalten sind. Um diese Codierung zu ermöglichen, enthält die DET eine Vielzahl von Bitfenstern (Bitfenster -BW) 401-408, wobei jedes Bitfenster einem anderen Datenwert zugeordnet ist. Da der zweite Impuls 302 also zum Beispiel am Bitfenster 407 zentriert ist, interpretiert der Empfänger das Codewort als einen bestimmten Datenwert aufweisend, während er das Codewort als einen anderen Datenwert aufweisend interpretieren würde, wenn der zweite Impuls 302 am Bitfenster 401 zentriert wäre. Da acht BWs 401-408 im Codewort aus 4 vorliegen, kann das Codewort bis zu acht unterschiedliche Datenwerte codieren und gilt daher als ein Drei-Bit-Codewort (d. h. 2³=8). Die Software 204 und 208 in 2 ist so programmiert, dass sie alle Daten decodieren kann, die von dem gegenüberliegenden Ende der Schlammsäule empfangen werden.
Druckimpulse unterliegen verschiedenen Arten von Absorption, Reflexion und Interferenz (z. B. durch Rutschen/Steckenbleiben des Bohrmeißels), während sie sich an der Schlammsäule entlang bewegen. Diese Effekte können Impulssignale auf unterschiedliche Weise verzerren. Wenn der Effekt stark genug ist, können Pseudoimpulse erzeugt und in den kommunizierenden Impulszug injiziert werden. Beispielsweise kann ein Bohrmeißel, der rutscht und dann steckenbleibt oder flattert, die Bohrschlammsäule modulieren und den Effekt von Schlammimpulstelemetrie nachahmen. In einem anderen Fall, wenn der Effekt destruktiv über den ursprünglichen kommunizierenden Impulszug gelegt wird, können einige Impulse ausgelöscht werden, was zu „Impuls fehlt“-Fehlern führt. Die Hinzufügung oder das Fehlen von Impulsen ist schwer zu korrigieren, kommt jedoch selten vor. In häufigeren Fällen weist die Rauschinterferenz ein Energiespektrum auf, das sich von dem ursprünglichen Impuls unterscheidet. So können sie die ursprünglichen Impulse nicht vollständig nachahmen oder auslöschen. Stattdessen verzerren sie die Formen ursprünglicher Impulse und verschieben sie daher aus dem ursprünglichen Bitfenster der Impulse. Diese Art von Fehler wird als „Impulsverschiebung“ bezeichnet. Bei der Impulsverschiebung wird ein Impuls am Empfänger an einer im Vergleich zum ursprünglichen Impuls zeitlich verschobenen Position empfangen. In wesentlichen Fällen der Impulsverschiebung wird der Impuls als in einem anderen Bitfenster als dem vorgesehenen Bitfenster liegend identifiziert. Zum Beispiel kann in 4 Impulsverschiebung einen Empfänger veranlassen zu bestimmen, dass der Impuls 302 tatsächlich in Bitfenster 406 liegt, obwohl er in Bitfenster 407 übertragen wurde. Aufgrund einer solchen Impulsverschiebung werden falsche Datenwerte übertragen.
Es ist jedoch anzumerken, dass Impulsverschiebung keine weiten Ausschläge in der Impulstaktung verursacht. Mit anderen Worten, Impulsverschiebungen sind in der Regel klein (aber signifikant und häufig). Daher beeinflussen die Impulsverschiebungen am ehesten das oder die niedrigstwertigen Bits eines Codeworts und beeinflussen das oder die höchstwertigen Bits des Codeworts mit geringerer Wahrscheinlichkeit. Der Grund dafür ist, dass das höchstwertige Bit ein größeres Gewicht als das niedrigstwertige Bit aufweist. In dem Drei-Bit-Codewort aus 4 zum Beispiel bewirkt die Impulsverschiebung Veränderungen im niedrigstwertigen Bit, verursacht jedoch wahrscheinlich keine Veränderungen im höchstwertigen Bit. Die hier beschriebenen Bitverwürfelungstechniken nutzen diesen Umstand aus, indem sie die wichtigsten - oder flüchtigsten - Daten in den „sichereren“ höherwertigen Bits codieren, die vor den Effekten der Impulsverschiebung geschützt sind, und die weniger wichtigen - oder weniger flüchtigen - Daten in den weniger sicheren, niedrigerwertigen Bits codieren, die empfindlicher für die Effekte der Impulsverschiebung sind. Figur 5A und 5B, die jetzt erörtert werden, helfen bei der Veranschaulichung dieser strategischen Codierung.
5A eine Tabelle 500 einer Bitmap aus vier Bytes an Daten, die unter Verwendung von DPPM über eine Schlammsäule übertragen werden. Die Tabelle 500 führt in den Zeilen 502, 504, 506 und 508 jeweils Datenbytes B1-B4 auf. Die Datenbytes B1-B4 sind Bytes, die unter Verwendung der strategischen Bitverwürfelungstechnik codiert werden sollen, die hier beschrieben wird. Jedes dieser Bytes weist Bits 0-7 auf. Wie in Zeile 502 gezeigt, weist somit zum Beispiel das Datenbyte B1 die Bits B1₀ ... B1₇ auf. Dasselbe gilt für die Bytes B2-B4.
5B ist eine Tabelle 510, die einen Bitzuteilungsplan für vier Bytes an Daten B1-B4 zeigt, die unter Verwendung von DPPM über eine Schlammsäule übertragen werden. Es sei angenommen, dass, geordnet nach Wichtigkeit und/oder Flüchtigkeit, B4>B3>B2>B1. Wie in Zeile 512 gezeigt, ist bei einer typischen Bitzuteilung ein 4-Bit-Codewort 1 mit den Bits B1₀ ... B1₃ codiert ist (was bedeutet, dass Bit B1₀ dem höchstwertigen Bit zugeteilt ist und B1₃ dem niedrigstwertigen Bit zugeteilt ist); Codewort 2 mit den Bits B1₄ ... B1₇ codiert ist; Codewort 3 mit den Bits B2₀...B2₃ codiert ist; Codewort 4 mit den Bits B2₄...B2₇ codiert ist und so weiter. Bei dieser typischen Bitzuteilung erhalten wichtigere und/oder flüchtigere Bits von Byte B4 keine bevorzugte Behandlung, und weniger wichtige und/oder weniger flüchtige Bits von Byte B1 erhalten keine weniger bevorzugte Behandlung. Eine solche bevorzugte Behandlung erfolgt jedoch bei der Zuteilung, die mit der hier beschriebenen strategischen Codierungstechnik verwendet wird. Wie insbesondere in Zeile 514 gezeigt, enthält für jedes Codewort 1-8 das höchstwertige Bit dieses Codeworts ein Bit aus dem wichtigsten und/oder flüchtigsten Byte B4, während das niedrigstwertige Bit dieses Codeworts ein Bit aus dem am wenigsten wichtigen und/oder am wenigsten flüchtigen Byte B1 enthält. Zum Beispiel ist in Codewort 1 das höchstwertige Bit zu B4₀ zugeteilt, das aus dem wichtigsten und/oder flüchtigsten Byte B4 stammt. Das zweithöchstwertige Bit in Codewort 1 ist Bit B3₀ zugeteilt, das aus dem nächstwichtigsten und/oder -flüchtigsten Byte B3 stammt. Das nächsthöchstwertige Bit in Codewort 1 ist Bit B2₀ zugeteilt, das aus dem nächstwichtigsten und/oder -flüchtigsten Byte B2 stammt. Und das niedrigstwertige Bit in Codewort 1 ist Bit B1₀ zugeteilt, das aus dem am wenigsten wichtigen und/oder am wenigsten flüchtigen Byte B1 stammt. Eine ähnliche Codierungstechnik wird auf die Codewörter 2-8 unter Verwendung der Bytes B1-B4 angewandt, indem die höchstwertigen Bits in jedem dieser Codewörter einem Bit aus Byte B4 zugeteilt werden und die niedrigstwertigen Bits in jedem dieser Codewörter einem Bit aus Byte B1 zugeteilt werden. Da auf diese Weise die wichtigsten und/oder flüchtigsten Daten sicher in den höchstwertigen Bits jedes Codeworts aufgehoben sind, sind diese Daten im Allgemeinen vor den schädlichen Effekten der Impulsverschiebung geschützt.
Obwohl die wichtigsten und/oder flüchtigsten Daten B4 vor den Effekten der Impulsverschiebung geschützt sind (was auch, wenngleich in geringerem Maße, für die Bytes B3 und B2 gilt), kann es wenigstens in einigen Fällen vorteilhaft sein, die weniger wichtigen und/oder weniger flüchtigen Daten mit den höherwertigen Bits zu codieren und zu übertragen. Dies kann aus mehreren Gründen geschehen. Obwohl zum Beispiel diese Daten nicht sehr wichtig oder flüchtig sein mögen (z. B. Bohrlochtemperatur), ist es doch wichtig, eine genaue Einschätzung dieser Daten beizubehalten. Ferner kann das Vergleichen des empfangenen Werts eines weniger wichtigen Parameters wie Byte B1 bei Übertragung über die niedrigstwertige Bits mit seiner Übertragung durch die höchstwertigen Bits dazu beitragen, die Übertragungsbedingungen der Schlammsäule zu charakterisieren. Beispielsweise kann B1 über die niedrigstwertigen Bits übertragen werden und dann sofort danach über die höchstwertigen Bits übertragen werden, und diese unmittelbar aufeinander folgenden Übertragungen können verglichen werden, um die Übertragungsbedingungen der Schlammsäule zu bestimmen. Durch derartiges Charakterisieren der Schlammsäule kann die Art und Weise bestimmt werden, wie die Schlammsäule Daten beeinflusst (z. B. durch Impulsverschiebung). Diese Charakterisierung kann dann verwendet werden, wenn der Parameter B1 erneut über die niedrigstwertigen Bits übertragen wird, indem die empfangenen Daten mathematisch korrigiert werden, um die Übertragungsbedingungen in der Schlammsäule zu berücksichtigen. Wenn also zum Beispiel mehrere Vergleiche zwischen Übertragungen mit niedrigstwertigen Bits und höchstwertigen Bits eine berechnete durchschnittliche Differenz von einer Sekunde enthüllen, können nachfolgende Übertragungen über das niedrigstwertige Bit um eine Sekunde korrigiert werden.
Dieselbe Vergleichstechnik kann zum Beurteilen der durchschnittliche Bitfehlerrate (bit error rate - BER) der Schlammsäule im Zeitverlauf verwendet werden, die der Beurteilung der BER in einem einzigen Moment überlegen ist. Unter Verwendung der zeitlich gemittelten BER kann das System (z. B. die Steuereinrichtung 33) zuverlässig bestimmen, ob Übertragungsbedingungen günstig sind oder nicht, und kann die Übertragungsparameter entsprechend anpassen, um den Datendurchsatz unter Einhaltung der BER-Mindeststandards für eine jeweilige Anwendung zu maximieren.
6 ein Ablaufdiagramm eines Bitverwürfelungsverfahrens 600, das in Verbindung mit DPPM im Kontext der Schlammimpulstelemetrie verwendbar ist. Das Verfahren 600 beginnt mit dem Erlangen eines ersten Datenparameters mit einem ersten Wichtigkeitswert (Schritt 602). Bezug nehmend auf die veranschaulichende 2 zum Beispiel kann dieser Schritt durch die Steuereinrichtung 200 durchgeführt werden. Der erste Wichtigkeitswert kann in die Software 208 programmiert sein. Das Verfahren 600 umfasst dann das Erlangen eines zweiten Datenparameters mit einem zweiten Wichtigkeitswert, der niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist (Schritt 604). Wie bei Schritt 602 kann Schritt 604 z. B. durch die Steuereinrichtung 200 aus 2 durchgeführt werden. Ebenso kann der zweite Wichtigkeitswert und/oder seine Beziehung zum ersten Wichtigkeitswert in die Software 208 programmiert sein. Als Nächstes beinhaltet das Verfahren 600 das Zuteilen des Bits in einem DPPM-Codewort, das am beständigsten gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung ist, zu dem ersten Datenparameter (Schritt 606). Wie beispielsweise oben in Bezug auf 5B erläutert, wird das höchstwertige Bit in jedem Codewort 1-8 den Bits des wichtigsten und/oder flüchtigsten Bytes B4 zugeteilt. Das Verfahren 600 umfasst auch das Zuteilen des Bits im DPPM-Codewort, das am wenigsten beständig gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung ist, zu dem zweiten Datenparameter (Schritt 608). Wie zum Beispiel oben in Bezug auf 5B erläutert, wird das niedrigstwertige Bit in jedem Codewort 1-8 den Bits des am wenigsten wichtigen und/oder am wenigsten flüchtigen Bytes B1 zugeteilt. Schließlich umfasst das Verfahren 600 das Modulieren einer Schlammsäule mit dem Codewort unter Verwendung von DPPM (Schritt 610). Das Bitverwürfelungsverfahren 600 kann wie gewünscht modifiziert werden, um Schritte hinzuzufügen, zu entfernen oder zu verändern. Zum Beispiel kann die im Verfahren 600 beschriebene Bitzuteilung regelmäßig umgekehrt werden, um bei der Charakterisierung der Schlammsäulenübertragungsbedingungen zu helfen. Wie erläutert, können diese Charakterisierungen später zum mathematischen Korrigieren von Signalen und Maximieren des Datendurchsatzes verwendet werden.
Für einen Fachmann sind nach dem vollständigen Nachvollziehen der vorstehenden Offenbarung zahlreiche weitere Variationen und Modifikationen ersichtlich. Es ist vorgesehen, dass die nachfolgenden Ansprüche so ausgelegt werden, dass sie alle derartigen Variationen, Modifikationen und Äquivalente einschließen. Außerdem ist der Begriff „oder“ als inkludierend zu verstehen.
In wenigstens einigen Ausführungsformen umfasst ein System eine Steuereinrichtung; und einen Schlammimpulstelemetriemodulator, der an die Steuereinrichtung gekoppelt und dazu konfiguriert ist, eine Schlammsäule unter Verwendung von Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codewörtern zu modulieren, die höchstwertige Bits und niedrigstwertige Bits umfassen, wobei die Steuereinrichtung das höchstwertige Bit in jedem der Codewörter einem ersten Datenparameter mit einem ersten Wichtigkeitswert und das niedrigstwertige Bit in jedem der Codewörter einem zweiten Datenparameter mit einem zweiten Wichtigkeitswert zuteilt, der niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist. Diese Ausführungsformen können unter Verwendung beliebiger der folgenden Konzepte in beliebiger Reihenfolge und in beliebiger Kombination modifiziert werden: wobei die Steuereinrichtung ein anderes DPPM-Codewort erzeugt, in dem das höchstwertige Bit dem zweiten Datenparameter zugeteilt wird und in dem das niedrigstwertige Bit dem ersten Datenparameter zugeteilt wird; wobei der Schlammimpulstelemetriemodulator die Schlammsäule mit dem anderen DPPM-Codewort moduliert; ferner umfassend eine andere Steuereinrichtung, die die DPPM-Codewörter und das andere DPPM-Codewort empfängt, demoduliert und decodiert, um Daten zu erzeugen, und wobei die andere Steuereinrichtung die Daten analysiert, um die Schlammsäule zu charakterisieren; wobei die andere Steuereinrichtung die Charakterisierung der Schlammsäule verwendet, um Informationen zu korrigieren, die in einem oder mehreren anschließend empfangenen DPPM-Codewörtern empfangen werden; wobei die Steuereinrichtung die Charakterisierung verwendet, um eine zeitlich gemittelte Bitfehlerrate (BER) für die Schlammsäule zu bestimmen, und veranlasst, dass Datenübertragungsparameter angepasst werden, um Datendurchsatz über die Schlammsäule unter Einhaltung einer BER-Anforderung zu maximieren; wobei der erste Datenparameter eine Neigung eines Werkzeugs in einem Bohrstrang ist, das den Schlammimpulstelemetriemodulator aufnimmt; wobei der zweite Datenparameter ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Bohrlochtemperatur und Vibration; und wobei der erste Datenparameter flüchtiger als der zweite Datenparameter ist.
In wenigstens einigen Ausführungsformen umfasst ein computerlesbares Medium Software, die bei Ausführung durch eine Steuereinrichtung die Steuereinrichtung veranlasst zum: Erlangen eines ersten und zweitem Bohrlochparameters während eines Bohrvorgangs, wobei der zweite Bohrlochparameter weniger flüchtige als der erste Bohrlochparameter ist; Erzeugen eines Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codeworts, das dem ersten und zweiten Bohrlochparameter Bits im Codewort zuteilt, wobei der erste Bohrlochparameter einem Bit im Codewort zugeteilt wird, das eine geringere Wahrscheinlichkeit eines Übertragungsfehlers aufweist als ein Bit im Codewort, dem der zweite Bohrlochparameter zugeteilt wird; Veranlassen der Modulation einer Schlammsäule mit dem DPPM-Codewort; Erzeugen eines anderen DPPM-Codeworts, das die Bitzuteilung umkehrt, so dass der erste Bohrlochparameter einem Bit in dem anderen Codewort zugeteilt wird, das eine höhere Wahrscheinlichkeit eines Übertragungsfehlers aufweist als ein Bit in dem anderen Codewort, dem der zweite Bohrlochparameter zugeteilt wird; und Veranlassen der Modulation der Schlammsäule mit dem anderen DPPM-Codewort. Eine oder mehrere dieser Ausführungsformen können unter Verwendung beliebiger der folgenden Konzepte in beliebiger Reihenfolge und in beliebiger Kombination modifiziert werden: wobei die Steuereinrichtung eine Charakterisierung der Schlammsäule erlangt, die wenigstens auf dem DPPM-Codewort und dem anderen DPPM-Codewort beruht; wobei die Steuereinrichtung auf Grundlage der Charakterisierung eine Datenrate einstellt, mit der sie Daten durch die Schlammsäule überträgt; wobei der erste Bohrlochparameter eine Neigung eines Werkzeugs in einem Bohrstrang ist; wobei der zweite Bohrlochparameter ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus Bohrlochtemperatur und Vibration; wobei die Software den ersten Bohrlochparameter als wichtiger als den zweiten Bohrlochparameter klassifiziert.
In wenigstens einigen Ausführungsformen umfasst ein Verfahren: Erlangen eines ersten Datenparameters mit einem ersten Wichtigkeitswert; Erlangen eines zweite Datenparameters mit einem zweiten Wichtigkeitswert, wobei der zweite Wichtigkeitswert niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist; Zuteilen des Bits in einem Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codewort, das gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung am beständigsten ist, zu dem ersten Datenparameter; Zuteilen des Bits im DPPM-Codewort, das am wenigsten beständig gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung ist, zu dem zweiten Datenparameter; und Modulieren einer Schlammsäule mit dem Codewort unter Verwendung von DPPM. Diese Ausführungsformen können unter Verwendung beliebiger der folgenden Konzepte in beliebiger Reihenfolge und in beliebiger Kombination modifiziert werden: wobei der erste Datenparameter flüchtiger als der zweite Datenparameter ist. wobei das Bit, das dem ersten Datenparameter zugeteilt wird, das höchstwertige Bit in dem DPPM-Codewort ist; wobei das Bit, das dem zweiten Datenparameter zugeteilt wird, das niedrigstwertige Bit in dem DPPM-Codewort ist; und ferner umfassend Charakterisieren der Schlammsäule auf Grundlage der Neuzuteilung der DPPM- Codewort-Bits zu dem ersten und zweiten Datenparameter, und ferner umfassend Korrigieren eines nachfolgenden DPPM-Codeworts, das über die Schlammsäule empfangen wird, unter Verwendung der Charakterisierung.

Claims

System, umfassend: eine Steuereinrichtung; und einen Schlammimpulstelemetriemodulator, der an die Steuereinrichtung gekoppelt und dazu konfiguriert ist, eine Schlammsäule unter Verwendung von Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codewörtern zu modulieren, die höchstwertige Bits und niedrigstwertige Bits umfassen, wobei die Steuereinrichtung das höchstwertige Bit in jedem der Codewörter einem ersten Datenparameter mit einem ersten Wichtigkeitswert und das niedrigstwertige Bit in jedem der Codewörter einem zweiten Datenparameter mit einem zweiten Wichtigkeitswert zuteilt, der niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist.
System nach Anspruch 1, wobei die Steuereinrichtung ein anderes DPPM-Codewort erzeugt, in dem das höchstwertige Bit dem zweiten Datenparameter zugeteilt wird und in dem das niedrigstwertige Bit dem ersten Datenparameter zugeteilt wird.
System nach Anspruch 2, wobei der Schlammimpulstelemetriemodulator die Schlammsäule mit dem anderen DPPM-Codewort moduliert.
System nach Anspruch 3, ferner umfassend eine andere Steuereinrichtung, die die DPPM-Codewörter und das andere DPPM-Codewort empfängt, demoduliert und decodiert, um Daten zu erzeugen, und wobei die andere Steuereinrichtung die Daten analysiert, um die Schlammsäule zu charakterisieren.
System nach Anspruch 4, wobei die andere Steuereinrichtung die Charakterisierung der Schlammsäule verwendet, um Informationen zu korrigieren, die in einem oder mehreren anschließend empfangenen DPPM-Codewörtern empfangen werden.
System nach Anspruch 1, wobei die Steuereinrichtung die Charakterisierung verwendet, um eine zeitlich gemittelte Bitfehlerrate (BER) für die Schlammsäule zu bestimmen, und veranlasst, dass Datenübertragungsparameter angepasst werden, um Datendurchsatz über die Schlammsäule unter Einhaltung einer BER-Anforderung zu maximieren.
Systeme nach den Ansprüchen 1-6, wobei der erste Datenparameter eine Neigung eines Werkzeugs in einem Bohrstrang ist, das den Schlammimpulstelemetriemodulator aufnimmt.
Systeme nach den Ansprüchen 1-6, wobei der zweite Datenparameter ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Bohrlochtemperatur und Vibration.
Systeme nach den Ansprüchen 1-6, wobei der erste Datenparameter flüchtiger als der zweite Datenparameter ist.
Computerlesbares Medium, das Software umfasst, die bei Ausführung durch eine Steuereinrichtung die Steuereinrichtung veranlasst zum: Erlangen eines ersten und zweiten Bohrlochparameters während eines Bohrvorgangs, wobei der zweite Bohrlochparameter weniger flüchtig als der erste Bohrlochparameter ist; Erzeugen eines Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codeworts, das dem ersten und zweiten Bohrlochparameter Bits im Codewort zuteilt, wobei der erste Bohrlochparameter einem Bit im Codewort zugeteilt wird, das eine geringere Wahrscheinlichkeit eines Übertragungsfehlers aufweist als ein Bit im Codewort, dem der zweite Bohrlochparameter zugeteilt wird; Veranlassen der Modulation einer Schlammsäule mit dem DPPM-Codewort; Erzeugen eines anderen DPPM-Codeworts, das die Bitzuteilung umkehrt, so dass der erste Bohrlochparameter einem Bit in dem anderen Codewort zugeteilt wird, das eine höhere Wahrscheinlichkeit eines Übertragungsfehlers aufweist als ein Bit in dem anderen Codewort, dem der zweite Bohrlochparameter zugeteilt wird; und Veranlassen der Modulation der Schlammsäule mit dem anderen DPPM-Codewort.
Medium nach Anspruch 10, wobei die Steuereinrichtung eine Charakterisierung der Schlammsäule erlangt, die wenigstens auf dem DPPM-Codewort und dem anderen DPPM-Codewort beruht.
Medium nach Anspruch 11, wobei die Steuereinrichtung auf Grundlage der Charakterisierung eine Datenrate einstellt, mit der sie Daten durch die Schlammsäule überträgt.
Medien nach den Ansprüchen 10-12, wobei der erste Bohrlochparameter eine Neigung eines Werkzeugs in einem Bohrstrang ist.
Medien nach den Ansprüchen 10-12, wobei der zweite Bohrlochparameter ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Bohrlochtemperatur und Vibration.
Medien nach den Ansprüchen 10, wobei die Software den ersten Bohrlochparameter als wichtiger als den zweiten Bohrlochparameter klassifiziert.
Verfahren, umfassend: Erlangen eines ersten Datenparameters mit einem ersten Wichtigkeitswert; Erlangen eines zweiten Datenparameters mit einem zweiten Wichtigkeitswert, wobei der zweite Wichtigkeitswert niedriger als der erste Wichtigkeitswert ist; Zuteilen des Bits in einem Differenzialimpulspositionsmodulations(DPPM)-Codewort, das gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung am beständigsten ist, zu dem ersten Datenparameter; Zuteilen des Bits im DPPM-Codewort, das am wenigsten beständig gegenüber rauschinduzierter Impulsverschiebung ist, zu dem zweiten Datenparameter; und Modulieren einer Schlammsäule mit dem Codewort unter Verwendung von DPPM.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei der erste Datenparameter flüchtiger als der zweite Datenparameter ist.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei das Bit, das dem ersten Datenparameter zugeteilt wird, das höchstwertige Bit in dem DPPM-Codewort ist.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei das Bit, das dem zweiten Datenparameter zugeteilt wird, das niedrigstwertige Bit in dem DPPM-Codewort ist.
Verfahren nach Anspruch 16, ferner umfassend Charakterisieren der Schlammsäule auf Grundlage der Neuzuteilung der DPPM- Codewort-Bits zu dem ersten und zweiten Datenparameter, und ferner umfassend Korrigieren eines nachfolgenden DPPM-Codeworts, das über die Schlammsäule empfangen wird, unter Verwendung der Charakterisierung.