DE2758770A1

DE2758770A1 - PROCESS AND DEVICE FOR TELEMETRIC TRANSMISSION OF ACOUSTIC SIGNALS VIA A DRILL ROD IN THE DRILLING HOLE

Info

Publication number: DE2758770A1
Application number: DE19772758770
Authority: DE
Inventors: Preston Earl Chaney; William Hoyt Cox
Original assignee: Sperry Sun Inc
Current assignee: Sperry Sun Inc
Priority date: 1976-12-30
Filing date: 1977-12-29
Publication date: 1978-07-20
Also published as: DE2758770C2; JPS622113B2; FR2376288A1; FR2376288B1; CA1098202A; JPS53101453A; BR7708730A; GB1598340A

Description

SCHIFF ν. FONER STREHL SCHUBEL-HOPF EBBINGHAUS FINCKSHIP ν. FONER STREHL SCHUBEL-HOPF EBBINGHAUS FINCK

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BESCHREIBÜNGDESCRIPTION

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zum telernetrisehen Übertragen akustische Signale über einen in einem Bohrloch befindlichen Bohrgestängestrang.The invention relates to a method and a device for telecommunication transmission of acoustic signals via one in one Drill string located in the borehole.

Die Erfindung bezieht sich auf ein Bohrgestängetelemetriesystem und insbesondere auf eine Einrichtung zum übertragen von Daten über ein Bohrgestänge vom Böden einer Bohrung zur Oberfläche und umgekehrt unter Verwendung der akustischen Telemetrie. Das Bedürfnis für Einrichtungen zum übertragen von Bohrlochdaten an die Oberfläche während des Bohrens kennt man in der Erdölgewinnung seit dem Einsatz moderner Bohrverfahren. Bei den neuerdings immer tiefer ausgeführten Bohrungen und den technischen Neuerungen, die die Feststellung von Bohrlochparametern ermöglichen, die während des Bohrvorgangs außerhalb des Bohrlochs nutzbringend verwertbar sind, wurde das Bedürfnis für ein solches Telemetriesystem immer größer. Dies hatte zur Folge, daß die in der Erdölindustrie unternommenen Anstrengungen, solche Systeme zu entwickeln, proportional anstiegen. Beispielsweise besteht ein solches Bedürfnis, wenn der Bohrmeister eine Kommunikationsform zwischen der Bohrstelle und der Oberfläche benötigt, beispielsweise eine Information bezüglich der Formation, in die gerade gebohrt wird. Da die optimale Kombination von Drehzahl und Gewicht an einem Bohrmeißel sich abhängig von der Art der zu bohrenden Bodenformation, wie Sand, Tonschiefer, Kalkstein, Hornstein usw. beträchtlich ändert, ist der Bohrmeister nicht in der Lage, die optimale Bohrgeschwindigkeit ohne diese entsprechende Information zu wählen. Man hat bereits Versuche unternommen, Systeme zu entwickeln, die während des Bohrens registrieren bzw. aufzeichnen; eine solche Vorrichtung wurde in U.S. Patent Nr. 2 755 431 beschrieben. Bis jetzt hat jedoch ein derartiges System aus verschiedenen Gründen hoch keine weitgestreute Anwendung Ai der Technik gefunden.Manche Systeme benutzen aim tbertragen von 3hformationen von dem Bohrloch air Oberfläche Kabel. DiesThe invention relates to a drill pipe telemetry system and, more particularly, to a device for transmitting data via a drill pipe from the bottom of a well to the surface and vice versa using acoustic telemetry. That The need for facilities to transmit downhole data to the surface while drilling is well known in the oil production industry since the use of modern drilling methods. In the case of the deeper and deeper holes and the technical ones Innovations that enable the determination of borehole parameters that are outside the borehole during the drilling process are usable, the need for such a telemetry system has increased. As a result, the in efforts made by the petroleum industry to develop such systems increased proportionally. For example, there is such a need when the drill master needs some form of communication between the drilling site and the surface, for example information relating to the formation being drilled into. Because the optimal combination of speed and The weight of a drill bit depends on the type of soil formation to be drilled, such as sand, slate, limestone, If chert etc. changes considerably, the drill master will not be able to achieve the optimum drilling speed without this corresponding Information to choose. Attempts have already been made to develop systems that register while drilling or record; such a device has been described in U.S. U.S. Patent No. 2,755,431. So far, however, has had such a thing The system has not found widespread application of the technology for various reasons. Some systems use aim transfer of 3hformations of the borehole air surface cable. this

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erfordert ein vollständiges Herausziehen des Kabels oder die Herstellung von Verbindungen im Kabel an der Oberfläche jedes Mal dann, wenn ein Rohrabschnitt hinzugefügt wird. Dies ist eine mühevolle und zeitraubende Operation, so daß sich diese Maßnahmen nicht durchgesetzt haben. Man hat weiterhin versucht, in einem Rohrstrang elektrisch leitende Pfade unter Verwendung von Rohrkupplungen zu schaffen, die elektrische Leiter aufweisen. Solche Systeme wurden jedoch nicht so weit weiterentwickelt, daß sie sich für den Großeinsatz eignen würden. Obwohl die technische Ausführbarkeit eines solchen Systems nachgewiesen wurde, wird dafür ein spezielles Bohrgestänge erforderlich, das sehr teuer ist.requires complete pulling out of the cable or making connections in the cable at the surface of each The time a pipe section is added. This is a troublesome and time consuming operation, so these operations can be avoided have not prevailed. Attempts have also been made to use electrically conductive paths in a pipe string To create pipe couplings that have electrical conductors. However, such systems have not evolved to the point where that they would be suitable for large-scale operations. Although the technical feasibility of such a system has been proven, a special drill pipe is required for this, which is very expensive.

Die Abweichung des Bohrlochs aus der Vertikalen oder die Richtung dieser Abweichung ist ein weiterer wesentlicher Parameter für das Bohren. Solche Richtungsüberwachungsinformationen sind wesentlich bei Bohrungen, bei denen eine Abweichung beabsichtigt wird, um Speicherstellen anzubohren, die durch vertikales Bohren unzugänglich oder nur unter hohem Kostenaufwand zu erreichen sind. Ein frühes Beispiel für solche Bohrungen sind die kalifornischen Bohrfelder in Huntington Beach und Ventura. Diese Bohrfelder liegen an der Pazifikküste. Der größte Teil der Speicher liegt unter dem Meer. Bei der Erschließung dieser Felder in den 30er und 4 0er Jahren war es erforderlich, Verfahren und Werkzeuge für die Steuerung des gerichteten Bohrens zu entwickeln, so daß mittels an Land stehender Bohrtürme das öl unter dem Meer angebohrt werden konnte. Das Richtungsbohren ist damals wie heute sehr kompliziert und kostspielig, da Einrichtungen für die Vermessung und übertragung von Daten von der Bohrstelle zur Oberfläche fehlen. Die Daten werden mit fotografischen oder chemischen Mitteln erhalten und auf Geräte übertragen, die an die Oberfläche entweder durch Ziehen des Rohres gebracht werden oder indem man die Geräte am Ende eines Drahtes oder Kabels anordnet, der bzw. das aus dem Bohrloch gezogen wird, wobei der BohrvorgangThe deviation of the borehole from the vertical or the direction of this deviation is another essential parameter for the drilling. Such directional monitoring information is essential in the case of boreholes in which a deviation is intended in order to drill storage locations that are inaccessible by vertical drilling or can only be achieved at high cost. An early example of such wells is the Californian one Huntington Beach and Ventura drill fields. These drilling fields are on the Pacific coast. Most of the memory lies under the sea. In developing these fields in the 1930s and 40s, procedures and tools were required to develop for the control of directional drilling, so that the oil is drilled under the sea by means of drilling rigs standing on land could be. Directional drilling is very complicated and expensive then as it is now, as there are facilities for surveying and transmission of data from the drilling site to the surface is missing. The data are photographic or chemical Means received and transferred to devices that are brought to the surface either by pulling the pipe or by placing the devices at the end of a wire or cable that is being pulled out of the borehole, the drilling process

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unterbrochen wird. Dies ist kostspielig und zeitaufwendig und bei den modernen Bohrverfahren besonders nachteilig, und zwar wegen der manchmal extremen Bohrtiefen, so daß es notwendigerweise sehr lange dauert, die Daten mittels einer Drahtleitung zu erhalten. Die hohen Kosten der Bohranlagen, insbesondere in feindlichen Umgebungen, wie vor der Küste, wo die Bohrzeit extrem teuer ist, sind ebenfalls ein wesentlicher Faktor, wenn eine Unterbrechung des Bohrens erforderlich ist, um die gewünschten Daten zu erlangen.is interrupted. This is costly and time consuming and is particularly disadvantageous in modern drilling methods because of the sometimes extreme drilling depths, so it necessarily It takes a long time to get the data using a wired line. The high cost of drilling rigs, especially in Hostile environments, such as off the coast, where drilling time is extremely expensive, are also a major factor, though an interruption in drilling is required to obtain the desired data.

In den 40er Jahren hat eine Anzahl von Firmen die wirtschaftlichen Möglichkeiten eines Telemetriesystems erkannt und mit entsprechenden Forschungsarbeiten begonnen. Diese Arbeiten wurden unabhängig voneinander ausgeführt, führten jedoch nach der Untersuchung vieler möglicher Übertragungsmethoden zu dem gleichen Schluß, daß das erfolgversprechendste Verfahren die Schallübertragung durch das Metall des Bohrrohrs sein würde. Eine elektromagnetische übertragung bzw. Radioübertragung hat man als schlechte sekundäre Lösung angesehen, weil in den Erdformationen eine starke Dämpfung derartiger Signale erfolgt. Da man wußte, daß die Schalldämpfung in Stahl sehr niedrig ist, war es logisch, anzunehmen, daß die Schallsignalübertragung durch die Metallwand des Bohrrohrs relativ einfach sei. Es hat sich jedoch gezeigt, daß dies nicht der Fall ist. 1948 baute man ein System zum Untersuchen der Möglichkeit der akustischen Bohrrohrtelernetrie. Das System bestand aus einer im Bohrschacht befindlichen Impulsschallquelle und einer an der Oberfläche befindlichen Baugruppe für den Empfang des gesendeten Schalls und für die Messung seiner Amplitude in jedem Band von drei Frequenzbändern. Die Schallquelle enthielt einen batteriegetriebenen Motor, der eine Feder aufzog. Wenn die Feder voll aufgezogen war, wurde sie gelöst und betätigte eine Masse derart, daß ein lauter Hammerschlag gegen das Ende des Bohrrohrs ausgeführt wurde. Das Empfangsgerät bestand aus einem an dem Bohrrohr angebrachten Beschleunigungs-In the 1940s a number of firms did business Possibilities of a telemetry system recognized and with appropriate Research started. These works were carried out independently, but carried out after the investigation Many possible transmission methods come to the same conclusion that the most promising method is sound transmission through the metal of the drill pipe. An electromagnetic transmission or radio transmission is called Considered a poor secondary solution, because there is a strong attenuation of such signals in the earth formations. Since one knew that the sound attenuation in steel is very low, it was logical to assume that the sound signal transmission through the metal wall of the drill pipe is relatively simple. However, it has been found that this is not the case. In 1948 a system was built to investigate the possibility of acoustic drill pipe telernetry. That The system consisted of an impulse sound source located in the borehole and an assembly located on the surface for receiving the transmitted sound and for the measurement its amplitude in each band of three frequency bands. The sound source contained a battery-powered motor, the one Spring wound. When the spring was fully wound, it was released and actuated a mass in such a way that a loud hammer blow was run towards the end of the drill pipe. The receiver consisted of an accelerator attached to the drill pipe

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messer, dessen Ausgang mit einem Verstärker verbunden war, der seinerseits an drei Bandpaßfilter angeschlossen war, um das Energiespektrum in ein niedriges, mittleres und hohes Frequenzband aufzuteilen. Die Ergebnisse dieser Durchführungsstudie waren enttäuschend. Die Dämpfung änderte sich etwas zwischen den drei Bändern, war jedoch auch im günstigsten Bereich so hoch, daß keine weiteren Versuche in dieser Richtung unternommen wurden. Man kam zu dem Schluß, daß die akustische Telemetrie mit dem 1948 vorhandenen Stand der Technik nicht möglich war. Man ließ das Telemetrieforschungsprojekt fallen und nahm es erst 1969 wieder auf, als man zu dem Schluß kam, daß zur Überwindung der hohen Dämpfung die Verwendung von Verstärkern günstig sei.knife, the output of which was connected to an amplifier, which in turn was connected to three bandpass filters divide the energy spectrum into a low, medium and high frequency band. The results of this implementation study were disappointing. The damping changed a little between the three bands, but was so high even in the cheapest range, that no further attempts were made in this direction. It was concluded that acoustic telemetry with the state of the art in 1948 was not possible. The telemetry research project was dropped and taken first In 1969, when it was concluded that the use of amplifiers would be beneficial to overcome the high attenuation.

Zu dieser Zeit wurden Forschungen auf dem Gebiet der Geschoßperforierung der Verrohrung vorgenommen. Die Perforierung der Verrohrung ist ein wesentlicher Schritt bei der Fertigstellung von Öl- und Gasbohrungen. Dabei wird die Bohrung durch den öl- oder Gas-erzeugenden Sand gebohrt und verrohrt im Gegensatz zu der früheren und weniger zufriedenstellenden Praxis, die Verrohrung gerade über dem Gas- oder Öl-erzeugenden Sand anzuordnen und zur Fertigstellung einer offenen Bohrung hineinzubohren. Man interessierte sich für eine radioaktive Registrierung (Gammastrahlen) als Mittel zum Aufzeichnen von verrohrten Bohrungen, einerseits um die Geschoßrohrlocher genauer zu steuern und andererseits andere potentielle Erzeugungszonen hinter der Verrohrung zu ermitteln. 1948 wurde ein Forschungslabor für die Bohrungsregistrierung gegründet und eines der Hauptprojekte dieses Labors bestand in der Bohrstellentelemetrie. Das Forschungsprogramm begann ähnlich dem vorstehend Beschriebenen. Nach der Untersuchung der Alternativen wählte man wieder die akustische Bohrrohrtelemetrie als erfolgversprechendste Lösung zur Bestimmung der akustischen Dämpfung des Bohrrohrs. Die abschließenden Versuche dieses Programms zeigten, daß die Durchführung der akustischen Bohrgestängetelemetrie nicht möglich war. Dieser Versuch wurde folgendermaßen ausgeführt: Die Bohr-At that time, research was being carried out in the area of bullet perforation made of the piping. Perforating the tubing is an essential step in the completion of oil and gas wells. The hole is drilled through the oil- or gas-producing sand and piped in contrast to the earlier and less satisfactory practice, piping to be placed just above the gas or oil producing sand and to be drilled into it to complete an open bore. There was interest in radioactive registration (gamma rays) as a means of recording cased boreholes, on the one hand to control the projectile tube punches more precisely and on the other hand other potential production zones behind the casing to investigate. In 1948, a well registration research laboratory was established and one of the main projects this laboratory consisted of drill site telemetry. The research program began similarly to that described above. After examining the alternatives, they chose again Acoustic drill pipe telemetry as the most promising solution for determining the acoustic attenuation of the drill pipe. The final Tests of this program have shown that drill pipe acoustic telemetry cannot be performed was. This experiment was carried out as follows: The drilling

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Schachtschallquelle bestand aus einem Satz von Behältern, die
so angeordnet waren, daß sie jedes Mal bei Betätigung einen Abschnitt einer Rohrmuffe etwa 1 m fallen ließen. An der Oberfläche wurde ein Geophon als Detektor verwendet, das das Signal in ein System einspeiste, das einen seismischen Verstärker und ein
Aufzeichnungsgerät aufwies.Shaft sound source consisted of a set of containers that
were arranged so that each time they were actuated, they would drop a section of a pipe socket about 1 m. On the surface, a geophone was used as a detector, which fed the signal into a system that included a seismic amplifier and a
Recording device had.

Die solchermaßen bestimmte Dämpfung war so hoch, daß man zu der Überzeugung gelangte, daß die Schallübertragung durch das Bohrrohr unpraktisch ist. Man ging deshalb zu der Schlammimpulsübertragung über und akzeptierte die stark reduzierte Datenübertragung, die mit dem Schlammimpulssystem möglich war. Die Arbeiten an dem
Schlanunimpulstelemetriesystem wurden fortgesetzt, bis die Technologie an eine andere Gesellschaft verkauft wurde, welche versuchte, das System als Mittel zum Registrieren während des Bohrens zu vermarkten. Die Schlußfolgerung dieser Firma, daß die Schlammimpuls te lerne tr ie der einzig mögliche Weg sei, beeinflußte offensichtlich die spätere Telemetrieforschung derart, daß der größte Teil der jetzt auf dem Gebiet der Bohrstrangtelemetrie ausgeführten Untersuchungen sich auf die Technik konzentriert, die
unter dem Begriff Schlammimpulstelemetrie bekannt ist. Das
Schlammimpulssystern erfordert verglichen mit dem potentiell billigeren und schnelleren akustischen Bohrrohrsystem kompliziertere Bauelemente und weist eine langsamere Datengeschwindigkeit auf.The attenuation thus determined was so high that it was believed that sound transmission through the drill pipe was impractical. They therefore switched to the mud pulse transmission and accepted the greatly reduced data transmission that was possible with the mud pulse system. Work on that
Line pulse telemetry systems continued until the technology was sold to another company which attempted to market the system as a means of registering while drilling. This firm's conclusion that the mud pulse was the only possible route evidently influenced later telemetry research in such a way that most of the research now being carried out in the field of drill string telemetry has focused on the technology used
known as mud pulse telemetry. That
Mud pulse systems require more complicated components and have a slower data rate compared to the potentially cheaper and faster acoustic drill pipe system.

Trotz der Erkenntnis, daß die Dämpfungswerte hoch sind, nahm die Anmelderin 1968 die Forschungen auf dem Gebiet der akustischen
Bohrrohrtelemetrie in der Hoffnung wieder auf, die anstehenden
Schwierigkeiten durch Verwendung einer Anzahl von Verstärkerstationen überwinden zu können. Basierend auf den Dämpfungsmessungen aus dem Jahr 1948, die etwa 12 dB pro 300 m betrugen, schien es möglich, ein System von Verstärkern zu verwenden, die im Abstand längs des Bohrrohrs angeordnet sind und von denen jeder Daten aus der weiter unten liegenden Station mit einer FrequenzDespite the knowledge that the attenuation values are high, in 1968 the applicant continued research in the field of acoustic
Drill pipe telemetry hoping to revisit the upcoming
To be able to overcome difficulties by using a number of repeater stations. Based on the attenuation measurements from 1948, which were about 12 dB per 300 m, it seemed possible to use a system of amplifiers spaced along the drill pipe, each of which received data from the station below with a frequency

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empfängt und sie der darüberllegenden nächsten Station mit einer anderen Frequenz weiter übermittelt. Um dies ausführen zu können, wurde ein entsprechendes Sender-Verstärker-System gebaut. Um eine maximale Unterscheidung gegenüber dem Rauschen zu erzielen, erfolgte die Übertragung digital, wobei entweder eine einzige kristallgesteuerte Frequenz, die für den Wert 1 eingeschaltet und für den Wert Null abgeschaltet wurde, oder in manchen Fällen nur ein Paar von nahe beieinanderliegenden Frequenzen verwendet, wobei die eine Frequenz den Wert 1 und die andere Frequenz den Wert Null darstellte. Das neue System unterschied sich von dem Versuch im Jahre 1948 nur dadurch, daß anstelle einer breitbandigen Quelle, wie sie von dem Gewicht und der Feder gebildet wurde, diskrete Frequenzen zum Einsatz gelangten. Um das Mehrfachverstärkersystem benutzen zu können, waren drei Übertragungsfrequenzen für die Ein-Aus-Logik oder sechs Ubertragungsfrequenzen für die Zweifrequenz-Logik erforderlich. Es wurde deshalb eine willkürliche Auswahl getroffen. Für das Zweifrequenz-Logik-System wählte man die folgenden Frequenzpaare: 860-880 Hz, 1060-1080 Hz und 1260-1280 Hz. Alle diese Frequenzen lagen innerhalb eines Bandes, für das der Versuch aus dem Jahr 194 8 eine Dämpfung von 10 bis 12 dB für einen Bereich von 300 m ergab. Der erste Feldversuch wurde unter Verwendung des 860-880 Hz-Bandes durchgeführt. Der Versuch bestätigte den angenommenen Dämpfungswert von 10 bis 12 dB je 300 m und zeigte, daß mit dem Verstärkersystem wie geplant gearbeitet werden konnte.receives and the next overlying station with a transmitted to another frequency. In order to be able to do this, a corresponding transmitter-amplifier system was built. Around To achieve maximum differentiation from noise, the transmission was digital, with either a single crystal controlled frequency that was turned on for value 1 and turned off for value zero, or in some cases uses only a pair of frequencies that are close together, one frequency being 1 and the other frequency being Value represented zero. The only difference between the new system and the experiment in 1948 was that instead of a broadband system Source, as it was formed by the weight and the spring, discrete frequencies were used. To the multiple amplifier system to be able to use were three transmission frequencies for the on-off logic or six transmission frequencies for the Dual frequency logic required. It therefore became an arbitrary one Selection made. The following frequency pairs were selected for the two-frequency logic system: 860-880 Hz, 1060-1080 Hz and 1260-1280 Hz. All of these frequencies were within a band for which the experiment from 194 8 had an attenuation of 10 to 12 dB for a range of 300 m. The first field test was carried out using the 860-880 Hz band. The experiment confirmed the assumed attenuation value of 10 to 12 dB per 300 m and showed that with the amplifier system could be worked as planned.

Als man jedoch zu dem 1060 bis 1080 Hz-Band überging, zeigte sich, daß die Dämpfung so stark war, daß keine zufriedenstellenden Daten erhalten werden konnten, um die genaue Dämpfungsrate festzustellen. In einem Zeitraum von etwas mehr als einem Jahr ausgehend von diesen ersten Versuchen wurde eine Anzahl weiterer Frequenzen überprüft. Es hat sich jedoch gezeigt, daß keine dem 860 Hz-Band gleich ist. Dabei ist zu berücksichtigen, daß keine Grundlage dafür bestand, eine Frequenz gegenüber der anderen auszuwählen, die Auswahl war vollkommen willkürlich. Es However, when moving to the 1060-1080 Hz band, the attenuation was found to be so severe that no satisfactory data could be obtained to determine the exact rate of attenuation. Over a period of just over a year based on these initial trials, a number of additional frequencies were tested. However, it has been found that none are equal to the 860 Hz band. It should be noted that there was no basis for choosing one frequency over the other, the selection was completely arbitrary. It

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hat sich weiterhin gezeigt, daß die Dämpfung bei einer Frequenz von 860 Hz sich stark von einem Versuch zum anderen änderte. Dies schien von dem Zustand des Bohrrohrs abhängig zu sein, man verstand jedoch nicht, wie. Bei neuen Bohrrohren oder bei sehr gut erhaltenen Bohrrohren betrug die Dämpfung bei 860 Hz 10 bis 12 dB je 300 m, während bei stark verschlissenen Bohrrohren die Dämpfung oft 30 dB oder mehr je 300 m betrug. Auf der Suche nach einer Erklärung dieser Ergebnisse stieß man auf die Literaturstelle "Passbands For Acoustic Transmission In An Idealized Drill String", Barnes and Kirkwood, Journal of Acoustical of Acoustical Society of America, Vol. 51, No. 5 (1972), S. 1606-1608. In dieser Literaturstelle wird eine theoretische Analyse eines Bohrrohrstrangs als akustisches Filter gegeben und aufgezeigt, daß eine Anzahl von relativ schmalen Bandpässen vorhanden sein sollte, die durch breitere Sperrbänder getrennt sind, in denen keine Schallübertragung auftreten kann. Diese Veröffentlichung schien einige Erklärungen für die seltsamen Ergebnisse der Versuche der Anmelderin zu geben. Dabei stellte sich jedoch heraus, daß die erfolgreichste Versuchsfrequenz der Anmelderin, d.h. 860 Hz, genau in eines der Sperrbänder der Literaturstelle fiel. Andere Frequenzen, die von der Anmelderin ebenfalls untersucht worden waren, beispielsweise 760 Hz sollten gemäß der Literaturstelle Bandpässe mit guter übertragung sein, was im Gegensatz zu den experimentell ermittelten Daten stand. Man verlor deshalb das Interesse an der theoretischen Analyse der Literaturstelle und begann erneut mit auf einer willkürlichen Wahl beruhenden Versuchen, um drei Übertragungsbänder zu finden. Dieses Verfahren mit willkürlicher Auswahl erwies sich jedoch als sehr aufwendig, im Ergebnis als enttäuschend und in der Durchfürhung sehr zeitraubend.it has also been shown that the attenuation at a frequency of 860 Hz changed greatly from one experiment to another. This appeared to depend on the condition of the drill pipe, but it was not understood how. With new drill pipes or with very Well-preserved drill pipes the attenuation at 860 Hz was 10 to 12 dB per 300 m, while in the case of heavily worn drill pipes it was Attenuation was often 30 dB or more per 300 m. In search of an explanation of these results, one came across the reference "Passbands For Acoustic Transmission In An Idealized Drill String," Barnes and Kirkwood, Journal of Acoustical of Acoustical Society of America, vol. 51, no. 5 (1972), pp. 1606-1608. In this reference is a theoretical analysis of a string of drill pipe as an acoustic filter and indicated that a number of relatively narrow bandpasses exist should be separated by wider stop bands in which no sound transmission can occur. This publication appeared to provide some explanation for the strange results of applicant's experiments. It turned out, however found that Applicants' most successful trial frequency, i.e., 860 Hz, was exactly in one of the stop bands of the reference fell. Other frequencies also examined by the applicant had been, for example 760 Hz should be bandpass filters with good transmission according to the literature, which is im This was in contrast to the experimentally determined data. One therefore lost interest in the theoretical analysis of the literature reference and started again arbitrary attempts to find three transmission bands. This However, procedures with arbitrary selection turned out to be very time-consuming, disappointing as a result and to be carried out very time consuming.

Die vorstehenden Ausführungen zeigen, daß die bisher vorgenommenen Versuche auf dem Gebiet der akustischen Telemetrie in einem Bohrrohr auf große Schwierigkeiten stießen.The foregoing shows that the previously made Attempts at acoustic telemetry in a drill pipe have met with great difficulty.

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Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe besteht deshalb darin, ein akustisches übertragungssystem für den Einsatz in einem Bohrloch zu beschaffen, bei dem natürliche Bandpässe bzw. Durchlaßbereiche in einem langgestreckten Rohrstrang benutzt und akustische Frequenzen ausgewählt werden, die sich für derartige Durchlaßbereiche und die Umgebung in einem Bohrschacht und insbesondere die Umgebung einer Bohroperation anpassen lassen.The object on which the invention is based is therefore to develop an acoustic transmission system for use in A borehole utilizing natural band passes in an elongated tubing string and acoustic frequencies are selected that are appropriate for such passbands and the environment in a wellbore and in particular let the environment of a drilling operation be adapted.

Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein akustisches Übertragungssystem gelöst, das sich bei einem Rohr verwenden läßt, das in einem Bohrschacht hängt. Dabei wird in das Rohr ein akustisches Signal bzw. ein Schallsignal eingeführt, durch das Rohr übertragen und an einer anderen Stelle längs des Rohrs im Abstand davon empfangen. Das Signal bewegt sich in dem Rohr mit einer Frequenz, die innerhalb eines Durchlaßbereiches des Rohrstrangs liegt und an andere selektive Parameter der Bohrlochumgebung anpaßbar ist. Das akustische Signal ist so festgelegt, daß es codiert oder moduliert werden kann, um eine Information von einer Stelle zu einer anderen Stelle längs des Rohres übertragen zu können.According to the invention, this object is achieved by an acoustic transmission system solved, which can be used in a pipe that hangs in a well. There is an acoustic sound in the pipe Signal or a sound signal introduced, transmitted through the pipe and at another point along the pipe at a distance received from it. The signal travels in the pipe at a frequency which is within a passband of the pipe string and is adaptable to other selective parameters of the borehole environment. The acoustic signal is set so that it encoded or modulated to transmit information from one location to another location along the pipe can.

Gegenstand der Erfindung ist somit ein Telemetriesystem zum Übermitteln von Daten zwischen einer Stelle in einem Bohrschacht und der Oberfläche der Bohrung, wobei ein akustisches Signal benutzt wird, das innerhalb natürlich vorkommender Durchlaßbereiche eines Rohrstrangs arbeitet, die im wesentlichen festgelegte Frequenzbereiche sind und in Beziehung zur Rohrlänge und zum Rohrzustand stehen.The invention thus relates to a telemetry system for transmission of data between a location in a wellbore and the surface of the wellbore using an audible signal that operates within naturally occurring passageways of a pipe string, the essentially fixed frequency ranges and are related to pipe length and pipe condition.

Anhand der Zeichnungen wird die Erfindung beispielsweise näher erläutert. Es zeigenThe invention is explained in more detail, for example, with the aid of the drawings. Show it

Fig. 1 schematisch eine Anordnung zur Durchführung eines akustischen Rohrstrang-Telemetrieversuchs,Fig. 1 schematically shows an arrangement for performing an acoustic Pipe string telemetry test,

Fig. 2 ein Diagramm der mit der Anordnung von Fig. 1 gemessenen Versuchsdaten,FIG. 2 shows a diagram of the measurements measured with the arrangement of FIG Test data,

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Fig. 3 und 4 Diagramme von akustischen Durchlaßbereichen, dieFIGS. 3 and 4 are diagrams of acoustic transmission ranges which

aus den gemessenen Ergebnissen verglichen mit theoretischen Daten abgeleitet sind,from the measured results compared with theoretical Data are derived,

Fig. 5, 6 und 7 in Diagrammen die Einflüsse der Gewindeverbindungsnachgiebigkeit bzw. -steifigkeit auf die akustischen Durchlaßbereiche,Figures 5, 6 and 7 are diagrams showing the influences of thread connection compliance or rigidity on the acoustic transmission ranges,

Fig. 8 schematisch im Fließbild ein Bohrrohr-Telemetriesystem gemäß der Erfindung, wobei die dem System zugeordnete elektronische Ausrüstung am Schachtboden und an der Oberfläche dargestellt ist,8 shows a schematic flow diagram of a drill pipe telemetry system according to the invention, the system assigned electronic equipment on the shaft floor and is shown on the surface,

Fig. 9 schematisch im Fließbild eine Verstärkerstation für das Telemetriesystera von Fig. 8 undFIG. 9 shows a schematic flow diagram of an amplifier station for the telemetry system of FIG. 8 and FIG

Fig. 10 schematisch die Verwendung einer Vielzahl von Verstärkerstationen und einer Frequenzmischung für das Telemetriesystem der Figuren 8 und 9.Fig. 10 schematically shows the use of a plurality of repeater stations and a frequency mix for the telemetry system of FIGS. 8 and 9.

Die vorstehend genannte Literaturstelle von Barnes und Kirkwood gibt theoretische Daten sowie eine theoretische Analyse eines Bohrrohrstrangs als akustisches Filter. Die Literaturstelle zeigt, daß der Bohrrohrstrang eine Anzahl von relativ schmalen Durchlaßbändern hat, die von breiteren Sperrbändern getrennt sind, in denen keine Schallübertragung erfolgen kann. Bei der Entwicklung der zur Erfindung führenden Umstände hat es sich gezeigt, daß die theoretischen Daten dieser Literaturstelle nicht mit den Daten korrelieren, die aus Versuchen erhalten werden. Es wurden deshalb zusätzliche Versuche ausgeführt, um die Lösung des Problems der akustischen übertragung in einem Bohrstrang zu erfassen.The Barnes and Kirkwood reference cited above gives theoretical data as well as theoretical analysis of one Drill pipe string as an acoustic filter. The reference shows that the drill pipe string has a number of relatively narrow pass bands separated by wider barrier bands, in which no sound transmission can take place. In development The circumstances leading to the invention, it has been shown that the theoretical data of this reference is not correlate with the data obtained from experiments. Additional attempts were therefore made to find the solution to grasp the problem of acoustic transmission in a drill string.

Dabei wurde in Betracht gezogen, daß, wenn das Bohrrohl als eine abgestimmte übertragungsleitung wirken soll, die in der Lage ist,It has been contemplated that if the drill pipe is to act as a tuned transmission line capable of

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bestimmte Frequenzen hindurchzulassen und andere zu sperren, diese Eigenschaft in einer Ubergangsversuchsanalyse bestimmt werden kann, wie dies bei elektrischen Übertragungsleitungen ausgeführt wird. Ein Impulsversuch wurde so ausgelegt, daß ein starker Schallimpuls kurzer Dauer in das eine Ende eines Bohrgestängestrangs eingeführt wurde, der vertikal in einem Bohrloch aufgehängt war. Die Versuchsanordnung ist schematisch in Fig. 1 gezeigt. Das obere Ende des RohrStrangs 11 trägt das Zapfenende einer Gewindeverbindung mit einer Platte 15, die auf das obere Ende aufgeschweißt ist und eine in den Rohrstrang wirkende Schallkoppelung ist. Das untere Ende des Rohrstrangs wird in gleicher Weise mit dem Kastenende 17 einer Gewindeverbindung versehen, die eine Platte 19 an ihrem unteren Ende hat. An der Platte wird eine Kammer befestigt, die von einem Abschnitt des Rohres 21 gebildet wird. An dem unteren Ende der Kammer ist eine Gewindekappe 23 befestigt, die eine O-Ringdichtung 25 aufweist. Ein herkömmlicher Kristallbeschleunigungsmesser 27, der direkt an der Platte 19 befestigt ist, erstreckt sich nach unten in die Kammer 21 und ist darin aufgenommen. Mit dem Ausgang des Kristalls 27 ist ein Vorverstärker 29 verbunden, der den Ausgang des Kristalls, der einen relativ niedrigen Pegel hat, an den eine relativ niedrige Impedanz aufweisenden Eingang eines Bandkassettenaufzeichnungsgeräts 31 anpaßt, das ebenfalls in der Kammer 21 angeordnet ist. In dem Aufzeichnungsgerät wird ein Kassettenband mit einer Spieldauer von 60 min für eine Seite verwendet. Das Aufzeichnungsgerät wird an der Oberfläche eingeschaltet und in die Bohrung auf dem Rohr einlaufen gelassen, so daß die gesamte Versuchszeitdauer von diesem Zeitpunkt an 60 min beträgt. Nach dem Erreichen einer Rohrtiefe von 95,4 m (313 ft) in der Bohrung wird der erste Schallübertragungsversuch ausgeführt. Der Schallimpuls wird dadurch erzeugt, daß ein Kugelhammer 33 stark gegen die Platte 15 am oberen Ende des Versuchsstrangs in der nachstehenden Weise geschlagen wird. Zunächst wird ein Impuls erzeugt. Dann läßt man mehrere Sekunden vergehen, ehe eine Reihe von 10 ImpulsenAllowing certain frequencies to pass through and blocking others, this property is determined in a transition test analysis as is done with electrical transmission lines. An impulse test was designed so that a strong Short duration sonic pulse into which one end of a drill string has been inserted, suspended vertically in a borehole was. The experimental arrangement is shown schematically in FIG. 1. The upper end of the pipe string 11 carries the pin end a threaded connection with a plate 15 which is welded onto the upper end and a sound coupling acting in the pipe string is. The lower end of the pipe string is provided in the same way with the box end 17 of a threaded connection which has a plate 19 at its lower end. A chamber, which is formed by a section of the tube 21, is attached to the plate will. A threaded cap 23, which has an O-ring seal 25, is attached to the lower end of the chamber. A conventional one Crystal accelerometer 27, attached directly to plate 19, extends down into the chamber 21 and is included in it. A preamplifier 29 is connected to the output of the crystal 27, which controls the output of the crystal, which is at a relatively low level to the relatively low impedance input of a tape cartridge recorder 31 adapts, which is also arranged in the chamber 21. In the recorder, a cassette tape with a Playing time of 60 min used for one side. The recorder is turned on at the surface and allowed to run into the bore on the pipe for the entire duration of the experiment from this point on is 60 minutes. After reaching a pipe depth of 95.4 m (313 ft) in the well, the first Sound transmission test carried out. The sound pulse is generated by a ball hammer 33 strongly against the plate 15 is beaten at the top of the test string in the following manner. First, a pulse is generated. Then lets Several seconds pass before a series of 10 pulses

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DA-1 3087 -21 - 2 7 b 8 7 7 0DA-1 3087 -21 - 2 7 b 8 7 7 0

an der Platte erzeugt wird, die einen Abstand von 1 s haben. Wenn der Kugelhammer scharf geschlagen wird und zurückfedern kann, erzeugt er einen scharfen Impuls von weniger als 1 Millisekunde und mit einem relativ hohen Energiepegel. Nach der ersten Reihe von Impulsen werden zusätzliche Rohrabschnitte an den Strang hinzugefügt, so daß das Aufzeichnungsgerät in einer Tiefe von 160,6 m angeordnet werden kann. Nach einem Anfangscode aus zwei Impulsen, die den zweiten Versuch kennzeichnen, wird die 10 Impulse umfassende Zählung wiederholt. Diese Maßnahmen werden in Tiefen von 280,1 m (1919 ft), 381,9 m (1253 ft) und 477,3 m (1566 ft) wiederholt. Dann ist soviel Zeit vergangen, daß das Band abgelaufen ist und keine zusätzlichen Werte erhalten werden können. Der Impulsversuch gibt einen Impuls mit einer Energie bis zu einer maximalen Frequenz, was durch die Schärfe und Dauer des Impulses bestimmt wird. Wenn beispielsweise der Hammerimpuls eine Dauer von 1 Millisekunde hat, enthält der Impuls eine Energie, die alle Frequenzen von 0 bis 1000 Hz umfaßt. Die Kugelhammermethode der beschriebenen Versuche ergibt auch Frequenzen über 1000 Hz.is generated on the plate with a distance of 1 s. If the ball hammer is hit sharply and can spring back, it produces a sharp pulse of less than 1 millisecond and with a relatively high level of energy. After the first row of pulses, additional sections of pipe are added to the string so that the recorder is at a depth of 160.6 m can be arranged. After an initial code of two pulses, which characterize the second attempt, the 10th Count repeated across pulses. These measures are at depths of 280.1 m (1919 ft), 381.9 m (1253 ft) and 477.3 m (1566 ft) repeated. Then so much time has passed that that Band has expired and no additional values can be obtained. The impulse attempt gives an impulse with an energy up to a maximum frequency, which is determined by the sharpness and duration of the pulse. For example, if the hammer pulse has a duration of 1 millisecond, the pulse contains an energy which covers all frequencies from 0 to 1000 Hz. The ball hammer method the experiments described also result in frequencies above 1000 Hz.

Nach der Aufzeichnung der Impulsdaten wird das Aufzeichnungsgerät durch Ziehen des Rohres wieder verfügbar. Nach der Aufzeichnung dieser Rohdaten auf dem Band beginnt das Problem der Datenanalyse. Das Schallsignal, das auf dem Kassettenband aufgezeichnet ist, liegt in einem "Zeitbereich", d.h. das auf dem Band aufgezeichnete Signal ist eine fortlaufende Aufzeichnung der Amplitude über der Zeit.After the pulse data is recorded, the recorder becomes available again by pulling the pipe. After recording this raw data on the tape, the problem of data analysis begins. The sound signal recorded on the cassette tape is in a "time domain", i.e. that on the tape recorded signal is a continuous record of amplitude over time.

Um das Frequenzspektrum der Aufzeichnung analysieren zu können, ist es erforderlich, die Aufzeichnung durch den mathematischen Prozeß einer Fourier Transformation in den Frequenzbereich umzuwandeln. Dieser Prozeß ist zu kompliziert, als daß er von Hand vorgenommen werden könnte. Man benutzt die Hilfe von Hochgeschwindigkeitsdigitalrechnern. Die "Zeitbereichs"-Daten müssen deshalb in die Digitalform für die Eingabe in den Komputer um-To be able to analyze the frequency spectrum of the recording, it is necessary to convert the recording into the frequency domain by the mathematical process of a Fourier transform. This process is too complicated to be done by hand. One uses the help of high-speed digital computers. The "time domain" data must therefore be converted into digital form for input into the computer.

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DA-13087 -22- '- '' -'^ ' ' ^J DA-13087 -22- '- ''-' ^ '' ^J

gewandelt werden.to be converted.

Seismische Datenverarbeitungsgeräte benutzen häufig die Technik der Fourier Transformation. Somit stehen vielen geophysikalischen datenverarbeitenden Zentren die Geräte für die Digitalumwandlung und Analysierung seismischer Aufzeichnungen zur Verfügung. Bei der Verwendung dieser Ausrüstung zum Analysieren akustischer Daten besteht ein Problem darin, daß die seismischen Aufzeichnungen charakteristischer Weise Frequenzen nur im Bereich von 0 bis 100 Hz enthalten und wenig oder keine nutzbaren Daten über 100 Hz. Bei der digitalen Umformung von irgendwelchen Daten ist es erforderlich, daß das Zeitinkrement zwischen zwei Punkten der Digitalisierung kurz genug sein muß, um wenigstens zwei Punkte je vollständigem Zyklus mit der höchsten Frequenz der Aufzeichnung zu erzeugen, da sonst Fehler eingeführt würden, die später nicht korrigiert werden könnten. Geophysikalische Daten werden gewöhnlich alle 2 Millisekunden digitiert. Wenn irgendeine Frequenz einen Zyklus hat, der in weniger als 2 Digitierintervallen abgeschlossen ist, erhält man weniger als zwei Punkte auf einem Frequenzzyklus, so daß die Wellenform nicht adäquat beschrieben ist. Dieser Ja-Nein-Ja-Frequenzpegel wird als Nyquist-Frequenz bezeichnet und liegt bei 500 Hz bei den geophysikalischen Datenverarbeitungsgeräten. Um die Anzahl der Digitalwerte auf ein Minimum zu reduzieren, die für die Aufzeichnung und zum Ausschließen jeder Möglichkeit einer Überschreitung der Nyquist-Frequenz erforderlich ist, werden bei allen seismischen Digitiergeräten die Eingangsdaten durch ein sehr scharfes Tiefpaßfilter geschickt, das so ausgelegt ist, daß alle Frequenzen über etwa 250 Hz vor der Digitierung ausgeschlossen werden. Da man erfindungsgemäß Durchlaßbereiche von bis zu 2500 Hz untersuchen möchte, muß diese Begrenzung infolge Frequenzfiltrierung ausgeschlossen werden. Eine andere Digitiermöglichkeit war nicht vorhanden. Eine spezielle Digitiereinrichtung für den erfindungsgemäßen Zweck konnte aus Kostengründen nicht gebaut werden. Es zeigte sich, daß die von den Schallimpulsen in der beschriebenen Situation gemachten Aufzeichnungen in denSeismic data processing devices often use the Fourier transform technique. Thus there are many geophysical data processing centers provide the equipment for digital conversion and analysis of seismic records. A problem with using this equipment to analyze acoustic data is that the seismic Records characteristically frequencies only in the range from 0 to 100 Hz and little or no usable data above 100 Hz. In the digital conversion of any data it is necessary that the time increment between two points of the digitization must be short enough to at least two points to generate each complete cycle with the highest recording frequency, otherwise errors would be introduced could not be corrected later. Geophysical data is usually digitized every 2 milliseconds. If any Frequency has a cycle that is completed in less than 2 digit intervals, you get less than two Points on a frequency cycle so that the waveform is not adequately described. This yes-no-yes frequency level becomes referred to as the Nyquist frequency and is 500 Hz for the geophysical data processing equipment. To get the number of To reduce digital values to a minimum necessary for recording and to rule out any possibility of exceeding them the Nyquist frequency is required, all seismic digitizers have a very sent a sharp low-pass filter, which is designed in such a way that all frequencies above about 250 Hz are excluded before digitization will. Since according to the invention pass ranges of up to 2500 Hz, this limitation must be due to frequency filtering be excluded. There was no other digitizing option. A special digitizing device for the purpose according to the invention could not be built for reasons of cost. It turned out that the sound impulses records made in the described situation in the

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seismischen Frequenzbereich maßstabsmäßig übertragen werden können, in dem die Impulse mit einer Bandgeschwindigkeit von 19,05 cm/s (7,5 inch/s) erneut aufgezeichnet werden, wonach das Band mit 4,76 cm/s (1 7/8 inch/s) abgespielt wird und erneut eine Aufzeichnung auf dem Kassettenband vorgenommen wird. Mit diesem Verfahren werden alle Frequenzen auf dem ersten Band um den Faktor 4 reduziert. Dies ist jedoch noch nicht genug, um das 2500 Hz-Band unter die seismische Digitierungsgrenze von 250 Hz zu bringen. Deshalb wird die zweite Kassettenaufzeichnung wieder aufgezeichnet mit einer Geschwindigkeit von 19,05 cm/s (7 1/2 inch/s) und auf das Kassetteftband abgespielt sowohl mit 9,53 cm/s (3 3/4 inch/s) und 4,76 cift/s M 7/8 inch/s), wodurch man zwei Sätze von Aufzeichnungen mit Gesamtfrequenzuntersetzungen von 8 : 1 bzw. 16 : 1 erhält. Die Digifclerung und Verarbeitung bei beiden Bandgeschwindigkeiten ist erforderlich, da bei der Frequenzunterteilung von 16 ι 1 die unteren interessierenden Frequenzen, unter 500 Hz, unterhalb dies niederfrequenten Ansprechvermögens der Bandaufzeichnungsgeräte liegt, das etwa 30 Hz beträgt. Andererseits ist die Reduzierung von 8 : 1 nicht ausreichend, um den Bereich von 2500 Hz in den Durchlaßbereich des seismischen Digitierers zu bringen.seismic frequency range can be transmitted in scale, in which the pulses with a tape speed of 19.05 cm / s (7.5 in / s) are recorded again, after which the tape is played back at 4.76 cm / s (1 7/8 in / s) and again a recording is made on the cassette tape. With this procedure, all frequencies are on the first band reduced by a factor of 4. However, this is not enough to bring the 2500 Hz band below the seismic digitization limit of Bring 250 Hz. Therefore, the second cassette recording is re-recorded at a speed of 19.05 cm / sec (7 1/2 inch / s) and both played on the cassette tape with 9.53 cm / s (3 3/4 inch / s) and 4.76 cift / s M 7/8 inch / s), whereby one two sets of records with total frequency reductions of 8: 1 or 16: 1. The digitization and processing at both belt speeds it is necessary, since with the frequency division of 16 ι 1 the lower ones are of interest Frequencies, below 500 Hz, are below the low frequency response of tape recorders, which is about 30 Hz. On the other hand, the 8: 1 reduction is not sufficient to move the 2500 Hz range into the pass band of the to bring seismic digitizer.

Mit den beschriebenen einfachen Maßnahmen ist es möglich, die Impulstestdaten in den seismischen Frequenzbereich zu verschieben und so zu digitieren, daß sie in den Frequenzbereich transformiert und mit herkömmlichen seismischen Datenverarbeitungsverfahren analysiert werden können, vorausgesetzt, daß ein geeigneter Frequenzvervielfacher für die verarbeiteten Daten benutzt wird, um den Verlangsamungsprozeß zu kompensieren. Dieser langwierige Prozeß wird bei einer Reihe von Impulsversuchsaufzeichnungen angewendet, die während der oben beschriebenen Versuche gemacht werden. .With the simple measures described, it is possible to check the pulse test data to shift into the seismic frequency range and digitize in such a way that it transforms into the frequency range and can be analyzed by conventional seismic data processing techniques, provided that a suitable Frequency multiplier used for the processed data to compensate for the slowdown. This tedious process is used in a series of pulse test recordings applied during the experiments described above be made. .

Wie aus Fig. 2 zu ersehen ist, wird das Rechnerergebnis dieses Analyseprozesses in Form einer spektralen Energiedichte über einer Frequenzkurve für jede der fünf Tiefen ausgedruckt. DieAs can be seen from Fig. 2, the calculation result becomes this Analysis process in the form of a spectral energy density a frequency curve is printed out for each of the five depths. the

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Ergebnisse dieses analytischen Prozesses sind äußerst interessant. Selbst bei der geringen Tiefe von 95,4 m (313 ft) zeigen sich bevorzugte Frequenzdurchlaßbereiche in Form von Spitzen an den Kurven von Fig. 2. Wenn mehr Rohrstücke an den Strang angefügt werden, bis zum Maximum von 4 77,3 m (1566 ft), werden diese Durchlaßbereiche schärfer, die Übertragungen außerhalb dieser Bänder fallen nahezu auf Null ab.The results of this analytical process are extremely interesting. Even at the shallow depth of 95.4 m (313 ft), preferred frequency passbands show up in the form of peaks on the curves of Fig. 2. As more pieces of pipe are added to the string, up to a maximum of 4,77.3 m (1566 ft), these will Passbands sharper, the transmissions outside these bands drop to almost zero.

Die Verfasser Barnes und Kirkwood der eingangs beschriebenen Literaturstelle hatten qualitativ in ihrer Voraussage recht, daß sich ein Bohrrohr wie ein mechanisches Filter verhält, das bestimmte Frequenzbänder durchläßt und andere Frequenzbänder sperrt. Fig. 3 zeigt einen Vergleich der von Chaney und Cox gemessenen Daten mit den theoretischen Daten von Barnes und Kirkwood für ein Bohrrohr von einer Länge von 9,4 5 m. Vergleicht man die theoretischen Bandpaßfrequenzen mit den gemessenen Daten des Impulstests, wie dies in Fig. 3 gezeigt ist, so sieht man, daß die Bandstellen gemäß der Literaturstelle von Barnes und Kirkwood nahezu gänzlich außer Phase zu den Meßdaten liegen. Dies gilt insbesondere für den Frequenzbereich von etwa 600 Hz bis 1500 Hz, der der bevorzugte Bereich für die akustische Telemetrie ist, d.h. in diesem Bereich fehlt nahezu jegliche Übereinstimmung zwischen der Vorhersage nach Barnes und Kirkwood und den Meßdaten. Es zeigt sich, daß im Bereich von 480 Hz bis 1740 Hz alle sperrenden Bänder bei den gemessenen Daten vollständig innerhalb der Durchlaßbereiche liegen, die nach Barnes und Kirkwood vorhergesagt werden. In gleicher Weise liegen die sperrenden Bänder nach Barnes und Kirkwood nahezu vollständig in den Durchlaßbereichen, wie sie bei den tatsächlichen Bohrrohrversuchen gemessen wurden. Da die Durchlaßbereiche in jedem Fall breiter als die benachbarten Sperrbänder sind, besteht keine Notwendigkeit einer Überlappung der gemessenen und theoretischen Durchlaßbereiche. Dies ist hinsichtlich der gänzlich fehlenden Übereinstimmung zwischen den gemessenen und berechneten sperrenden Bändern deutlich koinzident.The authors Barnes and Kirkwood of the reference described above were qualitatively correct in their prediction that a drill pipe would behave like a mechanical filter that determined Passes frequency bands and blocks other frequency bands. Figure 3 shows a comparison of those measured by Chaney and Cox Data with Barnes and Kirkwood theoretical data for a 9.45 meter drill pipe theoretical bandpass frequencies with the measured data of the pulse test as shown in Fig. 3, it will be seen that the tape locations according to the Barnes and Kirkwood reference are almost entirely out of phase with the measurement data. this applies in particular to the frequency range from about 600 Hz to 1500 Hz, which is the preferred range for acoustic telemetry is, i.e. in this area there is almost no agreement between the prediction according to Barnes and Kirkwood and the measured data. It turns out that in the range from 480 Hz to 1740 Hz all blocking bands are completely within the measured data of the passbands predicted by Barnes and Kirkwood. The blocking ones are in the same way Barnes and Kirkwood bands almost entirely in the passbands as seen in actual drill pipe tests were measured. Since the passbands are in each case wider than the adjacent stop bands, there is no need an overlap of the measured and theoretical passbands. This is in terms of the total mismatch clearly coincident between the measured and calculated blocking bands.

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DA-13087 -25- 2 7 !:> R 7 7 QDA-13087 -25- 2 7!:> R 7 7 Q

Wie man erwarten konnte, sind die Grenzen zwischen den durchlassenden und sperrenden Bändern nicht so scharf begrenzt wie nach der theoretischen Abhandlung von Barnes und Kirkwood. Dies ergibt sich eindeutig aus der beträchtlichen Dämpfung in den Randbereichen eines jeden Durchlaßbereiches. Obwohl nur fünf Durchlaßbereiche bei den gemessenen Daten deutlich identifizierbar waren, gibt es ein Muster in der Anordnung, das anzeigt, daß auch andere Durchlaßbereiche existieren. Beispielsweise läßt sich die niedrigste Frequenz eines jeden Durchlaßbereiches durch das Mehrfache einer -Frequenz annähern, die nach der Formel berechnet wird:As one might expect, the boundaries between the leaks are and locking ligaments are not so sharply delimited as according to the theoretical treatise of Barnes and Kirkwood. this clearly results from the considerable attenuation in the edge areas of each pass band. Although only five Pass ranges clearly identifiable in the measured data there is a pattern in the array indicating that other passbands also exist. For example the lowest frequency of each passband can be approximated by a multiple of a frequency that is after the Formula is calculated:

5318,8 m/s 5318.8 m / s

2 χ Rohrverbindungslänge in m2 χ pipe connection length in m

wobei 5318,8 m/s die Schallgeschwindigkeit in dem Bohrrohr ist. Die Grundfrequenz ist somit so bestimmt, daß eine Länge des Bohrrohrs die halbe Wellenlänge bei dieser Frequenz ist. Die mittlere Verbindungslänge des verwendeter Bohrrohrs beträgt 9,39 m (30,8 ft) ausschließlich des Gewindes. Somit ergibt sich nach der vorstehenden Gleichung eine Grundfrequenz vonwhere 5318.8 m / s is the speed of sound in the drill pipe. The fundamental frequency is thus determined so that a length of the drill pipe is half the wavelength at that frequency. The mean connection length of the drill pipe used is 9.39 m (30.8 ft) excluding the thread. Thus, according to the above equation, there is a fundamental frequency of

= 283 Hz.
2 χ 9,39 m= 283 Hz.
2 χ 9.39 m

Man sieht, daß die unteren Frequenzenden der fünf Durchlaßbereiche, wie sie in den Versuchen bestimmt wurden, sehr nahe an das 1,2,3, 4 und 5-Fache dieser Frequenz fallen.You can see that the lower frequency ends of the five passbands, as determined in the experiments, fall very close to 1, 2, 3, 4 and 5 times this frequency.

Im Hinblick auf dieses wiederauftretende Muster ist es klar, daß auch ein unteres Ubertragungsband mit einer Ausgangsfrequenz von 0 χ 283 Hz existieren muß. Dieses Band erstreckt sich bis Null Hz, da klar ist, daß das Bohrrohr "Gleichstrom"-Verschiebungen ohneIn view of this recurring pattern, it is clear that there is also a lower transmission band with an output frequency of 0 χ 283 Hz must exist. This band extends to zero Hz, as it is clear that the drill pipe is "DC" without shifts

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** 2ΊS 8 7 7O 2Ί S 8 7 7O

DA-13087 -26-DA-13087 -26-

Dämpfung überträgt, Dieser "fundamentale" Durchlaßbereich geht in der Analyse wegen der Teilung der Frequenz durch 8 oder 16, wie dies vorstehend erläutert wurde, verloren. Auch eine Teilung durch 8 würde die geeignete Mittenfrequenz dieses untersten Durchlaßbereichs bei 17 Hz placieren, was weit unter dem unteren Frequenzansprechvermögen des KassettenbandaufZeichnungsgerätes ist, das für diesen Zweck verwendet wurde. Es ist auch zu erwarten, daß Übertragungsbänder bei höheren Mehrfachen als dem 5-Fachen der Grundfrequenz auftreten. Diese Ubertragungsbänder sind schwächer, da die natürliche Dämpfung mit zunehmender Frequenz steigt.Attenuation transmits, this "fundamental" passband goes lost in analysis because of dividing the frequency by 8 or 16 as discussed above. Also a division through 8 the appropriate center frequency would place this lowest passband at 17 Hz, which is well below the lower one Is the frequency response of the cassette tape recorder used for this purpose. It is also to be expected that transmission bands occur at higher multiples than 5 times the fundamental frequency. These transmission bands are weaker, as the natural damping increases with increasing frequency increases.

Bei einem gesonderten Versuch konnte eine zufriedenstellende Übertragung bis zu einer Tiefe von 110 m (700 ft) bei Verwendung einer Frequenz von 2304 Hz festgestellt werden, die in dem Durchlaßbereich mit einer niedrigsten Frequenz von 2264 Hz entsprechend dem 8-Fachen von 283 Hz liegt.A separate experiment gave a satisfactory result Transmits to a depth of 110 m (700 ft) when in use a frequency of 2304 Hz can be determined, which corresponds in the pass band with a lowest frequency of 2264 Hz 8 times 283 Hz.

Die Breite der Durchlaßbänder ist etwas ungenau, da anstatt einer scharfen Grenze, wie sie bei der Definition von Durchlaßbereichen vorhanden ist, ein allmählicher Abfall auftritt. In jedem Fall liegt der bevorzugte Arbeitsbereich in einem 150 Hz-Band, das bei einer Basis beginnt, die 20 Hz über der Ausgangsfrequenz eines jeden Durchlaßbereichs berechnet nach der obigen Formel liegt. Der 20 Hz-Abstand führt die Basis des Bandes an der Neigung vorbei, die an den Rändern der Durchlaßbereiche auftritt. Selbstverständlich läßt sich die Telemetrie in diesem Abstand ausführen, es stellt sich jedoch eine geringere Dämpfung in dem 150 Hz-Band über diesen Abstand bzw. Spalt ein. Infolge der geringeren Dämpfung bei den niedrigeren Frequenzen sind die unteren Frequenzdurchlaßbereiche etwas breiter. Deshalb kann eine bestimmte Übermittlung jenseits plus oder minus 100 Hz von der Zentralfrequenz erwartet werden, während Durchlaßbereiche über 2000 Hz schmaler sein können.The width of the passbands is somewhat inaccurate because instead of a sharp boundary, as is the case when defining passbands is present, a gradual decrease occurs. In any case, the preferred working range is in a 150 Hz band, the starts on a base 20 Hz above the output frequency of each pass band calculated according to the formula above lies. The 20 Hz spacing takes the base of the band past the slope that occurs at the edges of the passbands. Of course, the telemetry can be carried out at this distance, but there is less attenuation in that 150 Hz band over this distance or gap. As a result of the lower attenuation at the lower frequencies, the lower frequencies are Frequency passbands a little wider. Therefore, a given transmission can be beyond plus or minus 100 Hz of the Central frequency should be expected while passbands are about 2000 Hz can be narrower.

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DA-13087 -27- 2 7 5 F* 7 7 O *DA-13087 -27- 2 7 5 F * 7 7 O *

Die Stelle des Beginns der Frequenz eines jeden Durchlaßbereiches ist nicht fest, sondern ist eine Funktion der Länge der einzelnen Verbindungen des Bohrrohrs. Die Frequenzbeginnstellen, die oben dargelegt sind, sind für die üblichen Bohrrohrlängen, wie sie in der Erdölindustrie verwendet werden, genau, d.h. für Längen von 9,6 m (31,5 ft) einschließlich der Gewindeverbindungen. Bei einigen Bohrinseln im Meer werden Bohrröhre mit einer Länge von 30,7 m (4 5 ft) verwendet. Bei solchen Bohranlagen ergibt sich eine Verschiebung der überträgtmgsfrequenz, weil es nicht einen Satz von Frequenzen gibt, der sowohl für 9,6 m als auch 13,7 m lange Rohre optimal ist. Für Rohre mit einer Länge von 1_3,7 m liegt die Grundfrequenz bei 196-"Hz-." Die Frequenzen für die Durchlaßbereiche sind ein Mehrfaches dieser Frequenz. Nimmt man an, daß die bevorzugten Durchlaßbereiche in den Bereich von 500 Hz bis 1500 Hz fallen, bilden die entsprechenden 3,4,5,6,7- und 8-Fachen von 196 Hz das untere Ende der Durchlaßbereiche bei Frequenzen von 588, 784, 980, 1176, 1372 bzw. 1568 Hz.The location of the start of the frequency of each pass band is not fixed, but is a function of the length of the individual connections of the drill pipe. The frequency start points set out above are accurate for the common lengths of drill pipe used in the petroleum industry, that is, for lengths of 9.6 m (31.5 ft) including the threaded connections. Some offshore oil rigs use 30.7 m (4.5 ft) long drill pipes. In such drilling rigs there is a shift in the transmission frequency because there is not a set of frequencies that is optimal for both 9.6 m and 13.7 m long pipes. For pipes with a length of 1_3.7 m, the basic frequency is 196- "Hz-." The frequencies for the pass bands are a multiple of this frequency. Assuming that the preferred passbands fall in the range of 500 Hz to 1500 Hz, the corresponding 3, 4, 5, 6, 7 and 8 times 196 Hz form the lower end of the pass bands at frequencies of 588, 784 , 980, 1176, 1372 and 1568 Hz.

Analysiert man die fehlende Übereinstimmung zwischen der theoretischen Analyse für die Bohrrohr-Übertragungsdurchlaßbereiche nach Barnes und Kirkwood und den gemessenen Daten der Impulsversuche, so ergibt sich eine Diskrepanz zwischen den theoretischen Vorhersagen und den Meßdaten durch Vergleich des Intervalls zwischen den Zentralfrequenzen benachbarter Durchlaßbereiche. Bei den gemessenen Versuchsdaten beträgt dieses Intervall 270 Hz für ein Rohr von 9,6 m, während das entsprechende Intervall nach Berechnung aufgrund der theoretischen Analyse 310 Hz beträgt. Wenn man eine Erklärung für diese Differenz sucht, so findet man, daß Barnes und Kirkwood einen Faktor von 6000 m/s für die Schallgeschwindigkeit in dem Bohrrohr benutzten. Dies ist die überlicherweise angenommene Geschwindigkeit für Baustahl in einer Form, in der alle Abmessungen im wesentlichen gleich sind. Es ist jedoch bekannt, daß die Schallgeschwindigkeit in langen dünnen Stäben beträchtlich niedriger ist und etwa 5200 m/s be-If one analyzes the mismatch between the theoretical Analysis for the Barnes and Kirkwood drill pipe transmission transmission passageways and the measured data from the impulse tests, this results in a discrepancy between the theoretical predictions and the measured data by comparing the interval between the central frequencies of adjacent passbands. In the measured test data, this interval is 270 Hz for a pipe of 9.6 m, while the corresponding interval after calculation based on the theoretical analysis is 310 Hz. If one looks for an explanation for this difference, one finds that Barnes and Kirkwood have a factor of 6000 m / s for the Used the speed of sound in the drill pipe. This is the most commonly accepted speed for mild steel in one Form in which all dimensions are essentially the same. However, it is known that the speed of sound in long thin rods is considerably lower and about 5200 m / s

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? Ί ^!) 8 7 7 ϋ ? Ί ^! ) 8 7 7 ϋ

DA-13087 -28- -C ' ^ ί ' «DA-13087 -28- -C '^ ί' «

trägt. Setzt man diesen Wert für die Schallgeschwindigkeit in die Gleichungen von Barnes und Kirkwood für die Druckquellen ein, so erhält man die in Fig. 4 gezeigten Ergebnisse. Ein Vergleich dieser beiden Kurven zeigt, daß das Intervall zwischen den Zentralfrequenzen der Übertragungsbänder nahezu der gleiche ist. Die gemessenen und theoretischen Daten stimmen jedoch noch darin nicht überein, daß eine große horizontale Verschiebung bezüglich der Position der Zentralfrequenz der Durchlaßbereiche besteht. Diese Verschiebung reicht aus, daß die Sperrbänder der theoretischen Daten die Durchlaßbereichbreite eines jeden der gemessenen Durchlaßbereiche nahezu bis zur Hälfte überdecken. Es wurde kein Weg gefunden, die Parameter nach dem Modell von Barnes und Kirkwood so zu berichtigen, daß dieser Fehler beseitigt wird. Diese Tatsache führte zusammen mit den Messungen des Versuchsprogramms zu dem Schluß, daß das Modell des Bohrrohrverhaltens, wie des den theoretischen Daten zugrundeliegt, einen fundamentalen Fehler aufweist.wearing. Put this value for the speed of sound into the equations of Barnes and Kirkwood for the pressure sources the results shown in FIG. 4 are obtained. A comparison of these two curves shows that the interval between the central frequencies of the transmission bands are almost the same is. However, the measured and theoretical data do not yet agree that a large horizontal displacement with respect to the position of the central frequency of the passbands consists. This shift is sufficient that the stop bands of the theoretical data equal the pass band width of each of the measured transmission ranges cover almost up to half. No way was found to model the parameters by Barnes and Kirkwood to correct this error. This fact led together with the measurements of the experimental program to the conclusion that the model of the drill pipe behavior as the theoretical data is based on, has a fundamental flaw.

Das Modoll des Bohrrohrs nach Barnes und Kirkwood besteht aus einem Bohrrohrlängenstück gleichmäßigen Querschnitts, das unter Verwendung von Gewindeverbindungen mit beträchtlich größerem Querschnitt hergestellt wird. Bei diesem Modell sind die Gewindeverbindungen viel steifer als das Rohr. Diese sich in regelmäßigem Abstand wiederholende Diskontinuität in der Steifigkeit ergibt das Muster der Übertragungs- und Sperrbänder, das die theoretischen Daten vorhersagen. Obwohl der deutlich erkennbare Unterschied zwischen den Gewindeverbindungen und dem Rohr die Steigerung in Größe und Masse ist, besteht ein weiterer Unterschied darin, daß die Rohrverbindung eine Gewindeverbindung enthält. Die akustischen Eigenschaften der Gewindeverbindung sind sher schwierig zu analysieren. Es scheint so, daß die Gewindeverbindung die Rohrverbindung anstatt steifer eher nachgiebiger als das Bohrrohr macht. Ein Grund für diese Annahme, daß anstelle dos zusätzlichen Metalls das Gewinde der einflußausübende FaktorThe modoll of the drill pipe according to Barnes and Kirkwood consists of a length of drill pipe of uniform cross-section, using threaded connections with a considerably larger Cross-section is made. In this model, the threaded connections are much stiffer than the pipe. This is done on a regular basis Repetitive spacing discontinuity in stiffness gives the pattern of transmission and stop bands that the predict theoretical data. Although the clearly noticeable difference between the threaded connections and the pipe the Another difference is that the pipe connection includes a threaded connection. The acoustic properties of the threaded connection are very difficult to analyze. It appears that the threaded connection makes the pipe connection more resilient rather than stiff than the drill pipe makes. One reason for this assumption that instead of the additional metal, the thread is the influencing factor

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ist, ergibt sich aus Versuchsergebnissen an stark verschlissenen Bohrrohren. Vor der Feststellung der richtigen Stelle der Durchlaßbereiche gemäß dem vorstehend beschriebenen Verfahren wurden viele Versuche bei 960 Hz ausgeführt, also bei einer Frequenz, die dem unteren Rand eines gemessenen Durchlaßbereichs entspricht. Wenn sich das Röhr in einem guten Zustand befand, zeigten die Versuche, daß bei dieser Frequenz häufig eine zufriedenstellende übertragung erreicht werden konnte. Wenn sich ein starker Verschleiß bei dem Rohr zeigte, waren die Ergebnisse gleichbleibend negativ. Die beiden deutlichsten Wirkungen des Verschleißes an Rohrverbindungen sind eine merkliche Reduzierung des Außendurchmessers der Verbindung und eine Zunahme des Spiels der Gewindeverbindung. Der Außendurchmesser der Rohrverbindungen, der beträchtlich größer ist als der des Bohrrohrs selbst, wird durch die Rotation des Rohres in Kontakt mit den Wänden des Bohrschachts während des Bohrens reduziert. Wenn das zusätzliche Metall der Rohrverbindung bei dem Sperren bestimmter Frequenzen der ausschlaggebende Faktor sein würde, müßte man erwarten, daß ein ausgewähltes Entfernen des Mete Ils von den Rohrverbindungen diesen Effekt reduzieren würde und bei allen Frequenzer eine nahezu konstante übertragung geben würde. Wenn andererseits die größere Nachgiebigkeit in dem Gewinde der ausschlaggebende Faktor wäre, wäre zu erwarten, daß der Gewindeverschleiß die Nachgiebigkeit erhöhen würde. Dadurch würden die Grenzen der Durchlaßbereiche schärfer und die Sperrung bei anderen Frequenzen größer. Versuchsdaten zeigen deutlich, daß die letztere Erklärung den wahren Zuständen näherkommt als die erstere. Aufgrund dieser Ergebnisse und zur Bestätigung der aus diesen Versuchen entwickelten Theorie hat man ein Komputerprogramm geschrieben, um die Eigenschaften des BohrrohrStrangs zu analysieren, bei welchem die Verbindungsstellen nachgiebiger als der Rohrkörper sind. Da kein Weg bekannt ist, um die relative Nachgiebigkeit der Rohrverbindung und des Rohres zu ^berechnen, führte man diese Größe als eine der Variablen in das Programm ein. Fig. 5 zeigtresults from test results on heavily worn drill pipes. Before finding the right place the Passbands according to the method described above, many tests were carried out at 960 Hz, i.e. one Frequency that corresponds to the lower edge of a measured passband. If the tube was in good condition, The tests showed that a satisfactory transmission could often be achieved at this frequency. If showed severe wear on the tube, the results were consistently negative. The two most pronounced effects of the Wear on pipe connections is a noticeable reduction in the outside diameter of the connection and an increase in play the threaded connection. The outside diameter of the pipe connections, which is considerably larger than that of the drill pipe itself, is brought into contact with the walls of the pipe by the rotation of the pipe Drilling shaft reduced during drilling. When the extra metal of the pipe connection in blocking certain frequencies would be the determining factor, one would expect selective removal of the Mete II from the pipe connections would reduce this effect and almost at all frequencies would give constant transmission. On the other hand, if the If greater compliance in the thread were the determining factor, thread wear would be expected to reduce compliance would increase. This would make the limits of the pass bands sharper and the blocking at other frequencies greater. Experimental data clearly show that the latter explanation is closer to true than the former. Based on these Results and to confirm those developed from these experiments In theory, a computer program has been written to analyze the properties of the drill pipe string for which the joints are more resilient than the tubular body. Since no way is known, the relative compliance of the To calculate the pipe connection and the pipe, this was done Size as one of the variables in the program. Fig. 5 shows

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DA-13087 -30- /1 / 3 O / / UDA-13087 -30- / 1/3 O / / U

einen Vergleich der Meßwerte mit den Komputervoraussagen bei zwei verschiedenen Nachgiebigkeitsverhältnissen bzw. bei zwei versch iedenen Verhältnisse reziproker Steifigkeit. Bei dema comparison of the measured values with the computer predictions for two different compliance ratios or for two different ratios of reciprocal stiffness. In which

Nachgiebigkeitsverhä1tnis λοπ 2 : 1 stimmen Größe und Stelle der Ubertragungsbänder ziemlich gut mit den Versuchsdaten überein. Bei einem Nachgiebigkeitsverhältnis von 10 : 1 werden die Ubertragungsbänder viel schmaler. Tatsächlich sind sie für die praktische Telemetrie mit Mehrfachverstärkern zu schmal. Dies bestätigt in der Theorie die früheren Beobachtungen, daß stark verschlissene Gewinde die Übertragung bei Frequenzen in der Nähe des Randes des Ubertragungsbandos unterbinden. Ein Rohr, rl r< r;.^r;''¹M <\<·\ι i \λΛ< "■[•'iri'i'¹ um Ί.Ί-: 10 l'.ifln· n-i'-li'i I · 1> I ·\<· ι ;i I ··. Met P'ilit körper sind, kann sich während des Bohrvorgangs mechanisch nicht selbst abstützen, so daß es unwahrscheinlich ist, daß diese Extremsituation in der Praxis auftritt.Compliance ratio λοπ 2: 1, the size and location of the transmission bands agree fairly well with the test data. With a compliance ratio of 10: 1, the transmission bands become much narrower. In fact, they are too narrow for practical multi-amplifier telemetry. In theory, this confirms the earlier observations that heavily worn threads prevent transmission at frequencies near the edge of the transmission band. A pipe, rl r <r ;. ^r ; '' ¹ M <\ <· \ ι i \ λΛ < "■ [• 'iri'i' ¹ um Ί.Ί-: 10 l'.ifln · n-i'-li'i I · 1> I · \ <· ι; i I ··. Met P'ilit are not able to support themselves mechanically during the drilling process, so that it is unlikely that this extreme situation will occur in practice.

denthe

Es hat sich gezeigt, daß bei Anwond ing r> i nor/ ta tr.ärhl i rhmi Verhältnissen besser entsprechenden Schallgeschwindigkeit im Bohrrohr, beispielsweise von 5200 m/s und unter Einbeziehung der Tatsache, daß die Gewindeverbindung der Rohrverbindungsstelle nachgiebiger und nicht steifer als das Bohrrohr ist, und bei Einsatz dieser Unterschiede in die mathematische Gleichung nach Barnes und Kirkwood Daten erhalten werden, die zu einer besseren Übereinstimmung der theoretischen Daten und der Versuchsdaten führen. Dieser Vergleich ist in Fig. 6 gezeigt. Obwohl es bekannt ist, daß die Gewindegänge der Rohrverbindungen in einem Rohrstrang nachgiebiger als das Bohrrohr sind, kann nicht berechnet werden, um wieviel nachgiebiger sie sind. Um deshalb ein Modell für den Komputer zu erhalten, wurde eine Anzahl von Verhältnissen eingesetzt. Durch Ausprobieren wurde gefunden, daß eine Nachgiebigkeitsverhältnis von 7 : 1 eine Bandbreite ergibt, die mit den Versuchsdaten recht gut übereinstimmt. Gemäß Fig. 2 kann die Schwierigkeit abgeschätzt v/erden, eine genaue Bandbreite aus den Versuchsdaten herauszunehmen, da die Ampli-It has been shown that with Anwond ing r> i nor / ta tr.ärhl i rhmi conditions better corresponding speed of sound in the drill pipe, for example of 5200 m / s and taking into account the fact that the threaded connection of the pipe connection point is more flexible and not stiffer than that Drill pipe is, and when these differences are used in the mathematical equation according to Barnes and Kirkwood, data are obtained which lead to a better agreement between the theoretical data and the experimental data. This comparison is shown in FIG. Although it is known that the threads of the pipe joints in a pipe string are more compliant than the drill pipe, it cannot be calculated how much more compliant they are. Therefore, in order to obtain a model for the computer, a number of ratios were employed. It has been found, through trial and error, that a compliance ratio of 7: 1 gives a bandwidth which agrees reasonably well with the experimental data. According to FIG. 2, the difficulty of extracting an exact bandwidth from the test data can be estimated, since the amplitudes

A 0 * ^Q 1 9 / 0 R B 9 A 0 * ^Q 1 9/0 RB 9

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BADBATH

'I'll r j "~! ' 7 Γ\ 'I'll rj "~!' 7 Γ \

DA-13087 -31- / / ' O < -■ UDA-13087 -31- / / 'O <- ■ U

tudo auf beiden Enden eines jeden Bandes allmählich abfällt. Es gibt deshalb einen beträchtlichen Fehlerrandbereich in dem Nachqiebigkeitsverhältnis von 7:1. Dieses Verhältnis ändert sich ohne Zweifel mit dem Alter de^ Rohrs. Die Gewindeqänge des Rohrs werden infolge des Verschleißes nachgiebiger, während sich die Steifiqkeit des Rohrkörpers nicht wesentlich ändert. Bei den vorgenommenen Berechnungen wurde die Schallgeschwindigkeit um einen Betrag von 122 m/s (400 ft/s) nach oben verschoben. Diese Maßnahme wurde getroffen, um die berechneten Durchlaßbereiche so abzustimmen, daß sie mit den Meßdaten optimal übereinstimmen. Diese Änderung beträgt nur 2% gegenüber dem Handbuchwert für die Schallgeschwindigkeit in langen dünnen Stäben. Die Änderung geht in Richtung der Schallgeschwindigkeitin einem massigen Stnhlkörper. Es ist nicht bekannt, ob diese Differenz einen tatsächlichen Unterschied in der Schallgeschwindigkeit im Rohr verglichen mit dünnen Stäben wiederspiegelt oder ob sie einen Fehler bei den Daten anzeigt. Ein Fell] er in den Daten von 2% ist im Hinblick auf die mehrfachen Aufnahmeprozesse sehr wohl möglich, die erforderlich sind, um die Meßdaten dem seismischen Datenauswertungsgerät anzupassen, das zum Analysieren der Frequenzanordnung verwendet" wird.tudo gradually falls off at both ends of each ribbon. There is therefore a significant margin of error in the 7: 1 compliance ratio. This relation undoubtedly changes with the age of the Rohr. The thread length of the pipe becomes more flexible as a result of wear, while the stiffness of the pipe body does not change significantly. In the calculations made, the speed of sound was shifted upwards by an amount of 122 m / s (400 ft / s). This measure was taken in order to adjust the calculated passbands so that they correspond optimally with the measured data. This change is only 2% compared to the manual value for the speed of sound in long thin rods. The change is in the direction of the speed of sound in a massive steel body. It is not known whether this difference reflects an actual difference in the speed of sound in the pipe compared to thin rods or whether it indicates an error in the data. A fall in the data of 2% is quite possible in view of the multiple recording processes required to match the measurement data to the seismic data evaluation device used to analyze the frequency arrangement.

W(MiH man mit: dem Komputermodell zur Bestimmung des optimalen Nachgiebigkeitsverhältnisses arbeitet, ergeben sich interessante und überraschende Feststellungen. Wie erwartet, macht eine Steigerung des Nachgiebigkeitsvershältnisses die Durchlaßbereiche schmaler, es ist jedoch überraschend, daß die Änderung gänzlich im hohen Ende eines jeden Durchlaßbereiches liegt. Das niedrige Ende? ändert sich überhaupt nicht. Dies sieht man, wenn man die gestrichelten Linien in Fig. 6 für ein Nachgiebigkei tsverhäl l.ni s von 20 : 1 mit den ausgezogenen Linien für ein Verhältnis von 7 : 1 vergleicht. Es zeigt sich, daß din Grenze für die niedrige Frequenz eines jeden Durchlaßbereichos genau auf i.Mii Vielfaches einer Frequenz fällt, für die die Länge einesW (MiH man mit: the computer model for determining the optimal Compliance ratio works, result in interesting and surprising findings. As expected, an increase in the compliance ratio makes the passbands narrower, but it is surprising that the change is entirely in the high end of each pass band. That low end? does not change at all. This can be seen by looking at the dashed lines in Fig. 6 for compliance compares the ratio of 20: 1 with the solid lines for a ratio of 7: 1. It turns out that this is the limit for the low frequency of each pass band exactly falls to i.Mii multiples of a frequency for which the length of a

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BAD ""'BATH ""'

? 7 R 8 7 7 O? 7 R 8 7 7 O

DA-13087 -32-DA-13087 -32-

verbundenen Dohrrohrs einer halben Wellenlänge entspricht. Diese Frequenz kann folgendermaßen berechnet werden:connected Dohrrohrs corresponds to half a wavelength. These Frequency can be calculated as follows:

_ ,,- 5318,8 m/s ~,o-> _tt
Grundfrequenz = — = 283 Hz,_ ,, - 5318.8 m / s ~, o-> _dd
Fundamental frequency = - = 283 Hz,

2 χ 9,39 m2 χ 9.39 m

wobei 5318,8 m/s die Schallgeschwindigkeit und 9,39 m die Länge des Rohres ausschließlich des Gewindes ist. Man stellt fest, daß die aufeinanderfolgenden Durchlaßbereiche bei Frequenzen beginnen, die das 0,1,2,3,4,5,6 usw.-Fache dieser Frequenz sind. Wie in Fig. 1 gezeigt ist, ändert sich dieser Niederfrequenz-Endpunkt nicht mit dem Nachgiebigkeitsverhältnis. Es verschiebt sich ledig]ich das hohe Frequenzende, wenn sich das Nachgiebigkeitsverhältnis ändert.where 5318.8 m / s is the speed of sound and 9.39 m is the length of the pipe excluding the thread. One notices that the successive passbands begin at frequencies which are 0,1,2,3,4,5,6 etc. times this frequency. As shown in Fig. 1, this low frequency end point changes not with the compliance ratio. It only shifts] I the high frequency end when the compliance ratio changes changes.

Fig. 7 zeigt den Einfluß der Bohrrohrlänge auf die Position und Breite der berechneten Durchlaßbereiche. Die unterste erste Kurve von Fig. G gi]t für ein Bohrrohr mit einer Länge von 9,5 m (31,3 ft) Die zweite Kurve für 9,1 m (30,0 ft) wurde als wahrscheinliche untere Länqenqrenze für Normbohrrohre angenommen. Die dritte Kurve gi]t für ein Bohrrohr von einer Länge von 13,7 m (45,ο ft), wie es manchmal bei Bohranlagen in küstennahen Gewässern verwendet wird. Interessant ist die Feststellung der Position von 860 Hz auf der ersten und zweiten Kurve hinsichtlich der fehlerhaften Dämpfungswerte, die sich für diese Frequenz ergeben haben. Für ein Bohrrohr mit einer Länge von 9,5 m liegt die Frequenz von 860 Hz sicher innerhalb des Durchlaßbereichs. Für ein Bohrrohr mit einer Länge von 9,1 m hat sich dio untere Grenze des Bandes auf 890 Hz verschoben. Es kann sein, daß ein sogenanntes schlechtes Rohr dor früheren Versuche, welches eine starke Dämpfung bei 860 Hz aufwies, tatsächlich nur ein "kurzes" Rohr war.Fig. 7 shows the influence of the drill pipe length on the position and width of the calculated passage areas. The lowest first curve of Fig. G gi] t for a drill pipe with a length of 9.5 m (31.3 ft) The second curve for 9.1 m (30.0 ft) was assumed to be the probable lower length limit for standard drill pipe. The third Curve gi] t for a drill pipe with a length of 13.7 m (45.0 ft), as it is sometimes used in drilling rigs in coastal waters. It is interesting to note the position of 860 Hz on the first and second curves with regard to the incorrect attenuation values that have resulted for this frequency. For a drill pipe with a length of 9.5 m, the frequency of 860 Hz is safely within the pass band. For a drill pipe With a length of 9.1 m, the lower limit of the band has shifted to 890 Hz. It may be a so-called bad Tube dor earlier attempts, which had strong damping at 860 Hz was actually only a "short" tube.

In Fig. 8 ist schematisch ein Telemctriesystem für die erfindungsgemäßen Zwecke gezeigt.. Dabei ist ein Bohrrohrstrang 35 in einer Bohrung aufgehängt und hat eine Vielzahl von nicht gezeigten8 is a schematic of a telemetry system for the inventive Purposes shown .. Here, a drill pipe string 35 is in a Hole hung and has a variety of not shown

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Rohrabschnitten, die durch Gewinderqhrverbindungen in herkömmlicher Weise verbunden sind.Pipe sections that are connected by threaded connections in conventional Way are connected.

In dem Rohrstrang ist in gleichförmigen Abständen eine Reihe von schematisch gezeigten Verstärkern 37 installiert. Die Funktion eines jeden Verstärkers besteht ganz allgemein darin, ein akustisches Signal aus dem Bohrrohrstrang aufzunehmen bzw. zu empfangen, es zu verstärken und als akustisches Signal wieder längs des Rohres weiter zu übermitteln.There is a series of evenly spaced rows in the pipe string of amplifiers 37 shown schematically. The function of any amplifier is, quite generally, to be a to pick up or receive an acoustic signal from the drill pipe string, to amplify it and as an acoustic signal again forward along the pipe.

Ein Sensor 39 zur Feststellung eines Bohrschachtparameters gibt ein Analogsignal, das in eine Digitalcodierung mittels eines Analog-Digitalumwandlers 41 umgewandelt wird. Ein Beispiel für einen derartigen Sensor ist eine Vorrichtungzum Bestimmen der Ausrichtung eines Bohrlochs unter Verwendung eines Luftspalt-Steuerwerkzeugs. Das Signal kann auch in For» von Impulsbreitendaten erzeugt werden, die ebenfalls in.digitale Daten für die Übermittlung in dem System umgewandelt werden. Das vom Sensor erzeugte Signal wird immer in einen Analog-Digital-Umwandler geführt, der die analogen Spannungen in eine Digitalcodierung unter Verwendung von "1" und "0* für alle Införmationsübermittlungen umwandelt. Das Ausgangssignal des Ä/D-Ümwandlers wird einem Schieberegister 43 zugeführt, welches das digitale Signal empfängt und die zu übermittelnde Information in einer zeitlich abgestimmten Folge in Verbindung mit einem Taktsteuermechanismus 45 abgibt. Der Ausgang des Schieberegisters ist mit einem Schalter 47 verbunden, der von einem Oszillator 49 betätigt wird, der seinerseits mit der gewünschten Übertragungsfrequenz betätigt wird, die innerhalb der vorstehend beschriebenen Durchlaßbereiche liegt. Das Ausgangssignal des A/D-Umwandlers und des Schieberegisters ist entweder "Eiri" öder "Aus" entsprechend der Digitalcodierung "1" oder "Ö^rtv Wenn "Ein" oder "1" vom Schieberegister kommt, wird der Schalter so betätigt, daß das Ausgangssignal des Oszillators zu einem Leistungsverstärker 51A sensor 39 for determining a borehole parameter gives an analog signal which is converted into a digital coding by means of an analog-digital converter 41. An example of such a sensor is an apparatus for determining the orientation of a borehole using an air gap control tool. The signal can also be generated in form of pulse width data which is also converted into digital data for transmission in the system. The signal generated by the sensor is always fed to an analog-to-digital converter, which converts the analog voltages into digital coding using "1" and "0 * for all information transmissions which receives the digital signal and emits the information to be transmitted in a timed sequence in connection with a clock control mechanism 45. The output of the shift register is connected to a switch 47 which is operated by an oscillator 49 which in turn operates at the desired transmission frequency The output signal of the A / D converter and the shift register is either "Eiri" or "Off" according to the digital coding "1" or "Ö ^rt v If" On "or" 1 " comes from the shift register, the switch is operated so that the output of the oscillator to a Leistungsver stronger 51

f ι 0 ^c) 8 I Π / Π 6 6 9f ι 0 ^c ) 8 I Π / Π 6 6 9

DA-13087 -34- 2 7'.)?> 7 7 üDA-13087 -34- 2 7 '.)?> 7 7 ü

geführt wird, der seinerseits die Leistung des Oszillatorsignals verstärkt. Das verstärkte Signal wird einer Schallquelle 53 zugeführt. Die Schallquelle ist eine elektromechanische Einrichtung, welche die elektrische Energie in akustische Energie umsetzt, die dann dem Bohrrohr aufgegeben wird. Eine solche Schallquelle kann eine Einrichtung mit einer festgelegten Frequenz oder eine kristallgesteuerte Einrichtung sein. Eine Art einer solchen Schallquelle verwendet eine Spule, die bei Erregung durch elektrische Energie mit beispielsweise 920 Hz in der Spule in Längsrichtung eine Stange mit einer Frequenz von 920 Hz oszillieren läßt. Diese Bewegung wird in das Rohr gerichtet, um eine Druckwelle mit einer Frequenz von 920 Hz zu erzeugen. Die analogen Daten, die von dem Detektor aufgenommen wurden, werden also in einen Binärcode umgewandelt, der wiederum in einen akustischen Ton umgesetzt wird, der nur dann übertragen wird, wenn "1" oder "Ein" bei der Datenangabe erscheint. Diese Übertragung des Tons gilt für einen festgelegten Zeitraum und innerhalb einer taktgesteuerten Folge, um eine Decodierung an der Oberfläche mittels eines angepaßten taktgesteuerten Decodiermechanismus zu decodieren. is performed, which in turn amplifies the power of the oscillator signal. The amplified signal is fed to a sound source 53. The sound source is an electromechanical device that converts electrical energy into acoustic energy, which is then given to the drill pipe. Such a sound source can be a device with a fixed frequency or a be crystal controlled facility. One type of such a sound source uses a coil that is energized by electrical Energy with, for example, 920 Hz in the coil in the longitudinal direction of a rod oscillate at a frequency of 920 Hz leaves. This movement is directed into the pipe to create a pressure wave with a frequency of 920 Hz. The analog ones Data recorded by the detector are converted into a binary code, which in turn is converted into an acoustic code Sound is converted, which is only transmitted if "1" or "On" appears in the data specification. This transfer of sound applies for a specified period of time and within a clock-controlled sequence in order to mean decoding on the surface an adapted clocked decoding mechanism.

Ein Taktsteuersystem, das sich für die erfindungsgemäßen Zwecke eignet, kann folgendermaßen arbeiten: Die für jedes Datenbit zulässige 200 Millisekunden. Wenn "1" übermittelt wird, ist das Signal 100 ms eingeschaltet, die restlichen 100 ms dienen für das Abklingen im Rohr. Wenn das nächste Digit ebenfalls "1" ist, wird das Signal wieder 100 ms übertragen, während 100 ms abgeschaltet ist. Wenn das nächste Signal "0" oder "Aus" ist, wird kein Signal durchgeführt, so daß es 200 ms ruhig ist. Damit man eine Bezugszeit hat, verwendet man ein Synchronsignal· Ein solches Schema ermöglicht 8 Bits für ein Wort, so daß die 200 ms-Intervalle achtmal wiederholt werden, die neunte Stelle hat dann die Form eines Paritätsbits. Die Logikschaltung ist so vorgesehen, daß, wenn sich die "1" in dem 8-Bit-Datenstrom zu einerA clock control system useful for the purposes of the present invention can work as follows: The 200 milliseconds allowed for each data bit. If "1" is transmitted, that is Signal switched on for 100 ms, the remaining 100 ms are used for the decay in the pipe. If the next digit is also "1", the signal is transmitted again for 100 ms while it is switched off for 100 ms. When the next signal is "0" or "Off", will no signal carried out so that it is quiet for 200 ms. So that one has a reference time, a synchronizing signal is used Scheme allows 8 bits for a word, so that the 200 ms intervals are repeated eight times, then has the ninth digit the form of a parity bit. The logic circuit is provided so that when the "1" in the 8-bit data stream becomes a

J i < i / i) f) ί ¹IJ i <i / i) f) ί ¹ I.

DA-13087 -35-DA-13087 -35-

geraden Zahl addieren, dem neunten Bit eine "1" oder "Ein" gegeben wird. Wenn die "1" in dem 8-Bit-Datenstrom sich zu einer ungeraden addieren, ist das neunte Bit oder das Paritätsbit "0", d.h. kein Signal geht durch. Somit besteht jedes Wort in dem Schema aus 8 Bits plus einem Paritätsbit. Das Paritätsbit bildet eine Einrichtung zum überprüfen auf Fehler. Wenn nämlich das ungerade-gerade Schema bei Vorhandensein oder Fehlen des Paritätsbits nicht ausgeht , sieht man, daß Signale in der übertragung verloren worden sind. Wenn 9 V/orte (8 Bits plus Paritätsbit) durchgegangen sind, wird ein diskretes Synchronsignal gegeben, beispielsweise in Form eines Zeitablaufs oder einer Reihe von "1" usw. Dieses System benötigt ein Minimum an Energie, da die Schallquelle nur aktiviert wird, wenn eine Datenangabe in Form einer "1" oder eines Paritätsbits hindurchgeht. Energie wird bei dem System kontinuierlich nur für den Antrieb des Taktsteuermechanismus oder für andere Einrichtungen verwendet, welche einen niedrigen Energieverbrauch haben. Somit kann das System, das nur eine Batterie als Energiequelle benutzt, erheblich länger in Betrieb gehalten werden als beispielsweise ein System, welches eine Durchlaßbereichsfrequenz konstant übermittelt und Einrichtungen zum Modulieren des Signals abhängig von der gemessenen Dateninformation aufweist.add an even number, given a "1" or "on" to the ninth bit will. If the "1" in the 8-bit data stream add up to an odd one, the ninth bit or the parity bit is "0", i.e. no signal goes through. Thus, each word in the scheme consists of 8 bits plus one parity bit. The parity bit forms a device to check for errors. If the odd-even scheme does not work out in the presence or absence of the parity bit, one sees that signals are in the transmission have been lost. When 9 V / orte (8 bits plus parity bit) have passed, a discrete sync signal is given, for example in the form of a time lapse or a series of "1" etc. This system requires a minimum of energy, since the Sound source is only activated if a data specification in the form of a "1" or a parity bit passes through. Energy will used in the system continuously only for driving the clock control mechanism or for other devices which have low energy consumption. Thus, the system using only one battery as a power source can last considerably longer be kept in operation as, for example, a system which transmits a passband frequency constant and means for modulating the signal depending on the measured Has data information.

Wenn das akustische Signal auf das Rohr aufgegeben ist, erzeugt es eine Druckwelle, die in beiden Richtungen in dem Rohr wandert. Die Verstärker 37 in dem Rohrstrang sind im Abstand angeordnet und empfangen das akustische Signal, wenn es noch stark qenug ist, damit es leicht festgestellt werden kann. Das System von Verstärkern wirkt also so, daß es "1" oder "Ein" feststellt und dann ein Signal mit einer anderen Frequenz wieder abgibt, wenn eine Aktivierung durch das akustische Signal erfolgt, das eine "1" darstellt.When the acoustic signal is applied to the pipe, it creates a pressure wave that goes in both directions in the pipe wanders. The amplifiers 37 in the pipe string are spaced and receive the acoustic signal if it is still strong qenug so that it can be easily determined. The system of amplifiers works in such a way that it is "1" or "On" and then a signal at a different frequency again emits when activated by the acoustic signal, which represents a "1".

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2 7 S B 7 72 7 S B 7 7

DA-13087 -36- /- ι ^ ν ι ' «DA-13087 -36- / - ι ^ ν ι ' «

In Fig. 8 ist schematisch das an der Oberfläche befindliche Gerät für den Empfang eines akustischen Signals gezeigt, das von einer Schallquelle entweder an der Bohrschachtstelle am Boden des Bohrstrangs oder an einer Verstärkerstation 37 abgegeben wird. In jedem Fall wird das akustische Signal in Form einer Druckwelle in dem Rohr an der Oberfläche durch eine Signalaufnahmeeinrichtung oder einen akustischen Empfänger 71 empfangen. Der Empfänger 71 kann die Form eines Kristallbeschleunigungsmessers haben, der das akustische Signal in elektrische Energie umwandelt. Ein Vorverstärker 73 erhöht die Amplitude des elektrischen Signals vom Empfänger an dem Rohr für die weitere Verarbeitung an der Oberfläche. Dieses elektrische Signal wird weiterhin über ein Kabel oder eine Radioverbindung einem Decodier- oder Demodulierabschnitt mit einem schmalen Bandfilter zugeführt, das nur die Frequenz von der vorausgehenden Schallquelle durchläßt und für eine solche Frequenz auswählbar ist, um soviel Rauschen von dem Signal wie möglich zu eliminieren. Das Filter 75 läßt diese sogenannte reine Datenangabe zu einer Synchrodetektorschaltung 77 durch, welche den Takt wieder herstellt, der der im Bohrloch befindlichen Schaltung zugeordnet ist, um die Datenangabe in ihr Wort-Bit-Schema zu bringen, wie dies anhand der Bohrschachtübertragung beschrieben wurde. Diese taktsynchronisierte Datenangabe wird dann zu einer Zwischenschaltung 79 geführt, die die Worte der Datenangabe so trennt und sortiert, daß sie dem Analogwert der in dem Bohrloch gemessenen Parameter entsprechen, die dann in analoger oder digitaler Form ausgelesen werden.In Fig. 8 is shown schematically the device located on the surface for receiving an acoustic signal, the emitted from a sound source either at the wellbore location at the bottom of the drill string or at an amplifier station 37 will. In any case, the acoustic signal is in the form of a pressure wave in the pipe on the surface by a signal pickup device or an acoustic receiver 71 received. The receiver 71 may take the form of a crystal accelerometer that converts the acoustic signal into electrical energy. A preamplifier 73 increases the amplitude of the electrical signal from the receiver on the pipe for further processing on the surface. That electrical signal will continue to use a cable or a radio link Decoding or demodulating section fed with a narrow band filter that only takes the frequency from the preceding sound source passes and is selectable for such a frequency to remove as much noise from the signal as possible. The filter 75 lets this so-called pure data specification through to a synchronous detector circuit 77, which restores the clock, associated with the downhole circuit to bring the data into its word-bit scheme, such as this has been described on the basis of the well transmission. This clock-synchronized data specification is then used as an interconnection 79 led, which separates and sorts the words of the data so that they correspond to the analog value of the measured in the borehole Correspond to parameters, which are then read out in analog or digital form.

Der in Fig. 9 gezeigte Verstärkerabschnitt arbeitet folgendermaßen: Ein mit dem Rohr verbundener Kristallbeschleunigungsmesser 55 nimmt das in dem Rohr mit einer diskreten Frequenz, d.h. 920 Hz, übermittelte Signal auf. Der Beschleunigungsmesser wandelt das akustische Signal in ein elektrisches Signal um, wel-The amplifier section shown in Fig. 9 operates as follows: A crystal accelerometer 55 connected to the pipe senses the temperature in the pipe at a discrete frequency, i. 920 Hz, transmitted signal on. The accelerometer converts the acoustic signal into an electrical signal, which

309829/0669309829/0669

2 7 S P. 7702 7 S P. 770

DA-13087 -37- *./„>.-'/«DA-13087 -37- *. / "> .- '/"

ches die in dem Bohrrohr übermittelte Frequenz und ein Rauschen enthält. Das Signal aus dem Beschleunigungsmesser kann sehr schwach, beispielsweise 1 mV, oder relativ stark sein, beispielsweise mehrere Volt. Um eine derart breite Änderung von Signalamplituden aufnehmen zu können, wird das Ausgangssignal des Beschleunigungsmessers einem Verstärker 57 zugeführt, der ein System 58 zur automatischen Steuerung des Verstärkungsgrades hat. Dieses System 58 steuert das Signal, das zu einem Filter mit schmalem Durchgang geführt wird. Das Filter "hört" nur auf die festgelegte Frequenz, beispielsweise 920 Hz, und ist so ausgelegt, daß es mit einem Band arbeitet, das so schmal wie möglich ist, wobei nicht kontrollierbare Variablen berücksichtigt sind. Bei der gemäß dem Beispiel übermittelten Frequenz von 920 Hz läßt das Filter Frequenzen von 918 bis 922 Hz durch, um zu gewährleisten, daß andere in dem System verwendete Frequenzen, d.h. 940 und 960 Hz, in dem Filter zurückgesetzt werden. Diese enge Unterscheidung ist möglich bei der Verwendung eines kristallgesteuerten Oszillators in dem Ubertragungs- bzw. Sendeabschnitt. Das Filter arbeitet äußerst wirksam, wenn es ein festgelegtes Amplitudensignal empfängt. Das System 58 empfängt das Ausgangssignal des Verstärkers 57. Wenn es zu stark ist, sendet es ein Rückkoppelungssignal zum Verstärker, wodurch das Ausgangssignal des Verstärkers reduziert wird und umgekehrt. Da der Verstärkerabschnitt auch einen Ubertragungsabschnitt hat, der ein 30 V-Signal abgibt, würde dieses starke Signal das System 58 aktivieren, um den Verstärkungsgrad zu stark für eine wirksame Verstärkung der Datensignale zu reduzieren. Deshalb ist in der Schaltung ein elektronischer Schalter 61 angeordnet, der den Verstärker und die Verstärkungsgradsteuerung abschaltet, wenn die Verstärkerschallquelle 62 sendet, und während der übrigen Zeit für den Empfang des nächsten Datenbits eingeschaltet bleibt. Jedes empfangene Datenbit betätigt eine Rücksetzeinrichtung 65, die einen Taktgeber 63 rücksetzt, so daß diese Schalteinrichtung so gesteuert wird, daß der Eingang so geschaltet wird, daß er den wieder übertragenen Impuls nichtches contains the frequency transmitted in the drill pipe and a noise. The signal from the accelerometer can be very weak, for example 1 mV, or relatively strong, for example several volts. To such a wide change in signal amplitudes To be able to record, the output signal of the accelerometer is fed to an amplifier 57, which is a System 58 for automatic gain control. This system 58 controls the signal going to a filter is guided with a narrow passage. The filter only "listens" to the specified frequency, for example 920 Hz, and is designed in such a way that that it works with a band that is as narrow as possible, taking uncontrollable variables into account are. At the frequency of 920 Hz transmitted according to the example, the filter lets frequencies from 918 to 922 Hz through to ensure that other frequencies used in the system, i.e. 940 and 960 Hz, are reset in the filter. These A narrow distinction is possible when using a crystal-controlled oscillator in the transmission or transmission section. The filter works extremely effectively when it receives a fixed amplitude signal. The system 58 receives the output signal of amplifier 57. If it is too strong, it sends a feedback signal to the amplifier, reducing the output signal of the amplifier is reduced and vice versa. Since the amplifier section also has a transmission section that carries a 30 V signal emits, this strong signal would activate the system 58 to make the gain too strong to be effective Reduce the amplification of the data signals. Therefore, an electronic switch 61 is arranged in the circuit, which the Amplifier and gain control turns off when the amplifier sound source 62 is transmitting and during the rest of the time Time for receiving the next data bit remains switched on. Each received data bit actuates a reset device 65, which resets a clock 63, so that this switching device is controlled so that the input is switched becomes that he does not receive the retransmitted impulse

809829/0 669809829/0 669

DA-13087 -38- 27S377QDA-13087 -38- 27S377Q

empfängt. Diese Schaltung bleibt ausreichend lange, um ein
Anrufen der Schallquelle und somit eine Störung des Empfängers zu verhindern.receives. This circuit stays long enough to turn on
Calling the sound source and thus preventing interference with the recipient.

Das Verstärkerfilter gibt so ein reines 920 Hz-Signal ab, das
nur dann vorhanden ist, wenn eine übertragung ("1" oder "Ein") empfangen wird. Zu den übrigen Zeiten fehlt dieses Signal. Das Ausgangssignal aus dem Filter wird zu einem Verzögerungsabschnitt 67 geführt, der den Verstärkersender so lange nicht aktiviert, bis der Empfänger abgeschaltet ist, es erfolgt also eine Phasenverschiebung der Übermittlung bezüglich des Empfangs. Bei
den beispielsweise beschriebenen System arbeitet der Verstärkersender mit 940 Hz.The amplifier filter emits a pure 920 Hz signal, the
is only present when a transmission ("1" or "On") is received. This signal is absent at the other times. The output signal from the filter is fed to a delay section 67 which does not activate the amplifier transmitter until the receiver is switched off, so there is a phase shift of the transmission with respect to the reception. at
In the system described as an example, the amplifier transmitter operates at 940 Hz.

Bei dem System können zusätzliche Verstärkerabschnitte verwendet werden, was von der Tiefe abhängt. Wenn die Bohrtiefe, das Rohralter usw. ein Telemetriesystem vorschreiben, bei dem mehr als ein Verstärkerabschnitt nötig ist, können die aufeinanderfolgenden Abschnitte mit Frequenzen von 940 und 960 Hz betrieben werden, wobei die verschiedenen Frequenzen abwechselnd benutzt
werden, wie dies schematisch in Fig. 10 gezeigt ist. Bei diesem Beispiel beträgt der Abstand zwischen den Verstärkern 37 610 m. Es werden drei Frequenzen verwendet. Zwischen den Sendern, die mit der gleichen Frequenz arbeiten, liegt ein Gesamtabstand
von 2440 m, wodurch sich eine ausreichende Dämpfung des Signals ergibt. Dadurch wird verhindert, daß ein Streusignal von einer Station mit der gleichen Frequenz mit durchlaufenden Datensignalen verwechselt wird. Der Abstand zwischen den Verstärkern
und einer Frequenzmischung wird durch Signalverlust und Empfängersignalsperre im Leistungszustand bestimmt. Das von jedem akustischen Sender bzw. jeder Schallquelle übermittelte Signal
läuft natürlich in beiden Riehtungen längs des Rohres, so daß
der Sender, der ein 920 Hz-Signal in der Nähe der Oberfläche
von Fig. 10 übermittelt, das Signal sowohl nach unten als auchAdditional booster sections can be used with the system, depending on the depth. If drilling depth, pipe age, etc. dictate a telemetry system requiring more than one amplifier section, the successive sections can be operated at frequencies of 940 and 960 Hz, the different frequencies being used alternately
as shown schematically in FIG. In this example the distance between amplifiers 37 is 610 meters and three frequencies are used. There is a total distance between the transmitters that operate at the same frequency
of 2440 m, which results in sufficient attenuation of the signal. This prevents a stray signal from a station with the same frequency from being confused with passing data signals. The distance between the amplifiers
and frequency mixing is determined by signal loss and receiver signal lockout in the power state. The signal transmitted by every acoustic transmitter or sound source
runs naturally in both directions along the pipe, so that
the transmitter that sends a 920 Hz signal near the surface
of Fig. 10, the signal both downward and downward

809829/0669809829/0669

nach oben sendet, wobei die Richtung nach oben die erwünschte Richtung ist, wenn die Daten von unten nach oben übermittelt
werden sollen. Die abgestufte Frequenzanordnung mit drei verschiedenen Frequenzen, die von drei verschiedenen Verstärkern benutzt werden, wobei die Verstärker im Abstand im Bohrstrang angeordnet sind, unterscheidet günstig hinsichtlich der nach
oben gerichteten Laufrichtung des akustischen Signals.sends upwards, with the upwards direction being the desired direction if the data is sent from the bottom up
should be. The graduated frequency arrangement with three different frequencies, which are used by three different amplifiers, the amplifiers being arranged at a distance in the drill string, differentiates favorably with regard to the
upward direction of the acoustic signal.

Im Vorstehenden wurde das Telemetriesystem im wesentlichen für den Zweck beschrieben, Daten vom Bohrschacht zur Oberfläche zu übertragen. Es ist auch möglich, das System so einzusetzen, daß Daten, Steuersignale oder dergleichen von der Oberfläche in den Bohrschacht übermittelt werden, so daß von der Oberfläche aus gesteuert eine Operation im Bohrschacht ausgeführt werden kann.In the foregoing, the telemetry system was essentially used for described the purpose of transferring data from the well to the surface transfer. It is also possible to use the system so that data, control signals or the like from the surface into the Drill well are transmitted so that controlled from the surface an operation can be carried out in the well.

8 0 98 29/06698 0 98 29/0669

L e e r s e i t eL e r s e i t e

Claims

1. Device for telemetric transmission of acoustic signals via a drill string located in a borehole, which is composed of pipe sections, in particular pipe sections with a length of about 9.5 m (31.3 ft), characterized by acoustic transmitting and receiving devices (53 _f 37, 71) at a first and at a second point on the pipe string (35), which are arranged at a distance from one another, and by means for actuating the transmitting devices with a fixed frequency which lies within passbands which have a frequency bandwidth of 130 Hz and have fundamental frequencies that are a multiple of 283 Hz + 20 Hz.

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DA-13087 -2- Δ / OO I IU

2. Apparatus according to claim 1, characterized by a device located in the borehole for determining a borehole parameter, by means for generating an electrical signal which describes the determined parameter and by means which are responsive to the signal and the pipe string an acoustic signal with a Give up frequency that falls within the passbands.

3. Apparatus according to claim 2, characterized by a device located on the surface (71) for receiving the acoustic signal and by means which are responsive to the received acoustic signal and a Generate an electrical signal that describes the determined parameter.

4. Apparatus according to claim 3, characterized by amplifier devices (37) which are attached to the pipe string (35) are located between the in-well facility and the surface facility and have a receiver for receiving the acoustic signal, and acoustic signal generating devices, which respond to the reception and an acoustic signal with a different frequency within a pass band produce.

5. The device according to claim 1, characterized by amplifier devices, which on the pipe string between the first and the second position provided at a distance therefrom are arranged, with a receiving section for receiving an acoustic signal of a first fixed frequency and having an acoustic signal generating device responsive to receipt of an acoustic signal with the first specified frequency in the receive section an acoustic signal with a second fixed frequency

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- 7 7^7 7- 7 7 ^ 7 7

DA-13087 -3-

generated, the first and the second fixed frequency lie within one of the passbands.

6. Apparatus according to claim 5, characterized by a transmission interface device on the first and second at a distance therefrom for converting electrical signals into acoustic signals and vice versa.

7. Device for transmitting an acoustic signal via the string of a drill pipe, which is composed of sections of approximately the same length, arranged in a borehole is, in particular according to one of the preceding claims, characterized by means for transmitting and receiving acoustic signals spaced from a first one and a second one Place on the drill string are arranged, and by means for actuating the transmission device with a fixed frequency that occurs within frequency passbands that have a lower limit that is a Is a multiple of a frequency for which a length of the pipe in the strand corresponds approximately to half a wavelength .

8. Apparatus according to claim 7, characterized by means of amplification devices provided on the pipe string between the first and the second spaced therefrom .Stolle are arranged and receiving and transmitting device «? N to receive the specified frequency and respond then to send an acoustic signal with <; in <? r second fixed frequency within the frequency pass have all areas.

9. Apparatus according to claim 8, I mark net through (! im; second amplifier device for receiving the

8 09 829/06S9 ORlQINAt INSPSCffP8 09 829 / 06S9 ORlQINAt INSPSCffP

275 * 770

DA-13087 -4-

second specified frequency and, in response thereto, for transmitting a third specified frequency within the Frequency passbands.

10. Apparatus according to claim 7, characterized in that that the first and second spaced locations on the drill string are at the bottom and the surface, respectively of the borehole are arranged and that located in the borehole means for determining a physical Borehole parameters, means for generating an electrical signal representing the borehole parameter, and Devices are provided which respond to the electrical signal and operate the transmission device.

11. The device according to claim 10, characterized by a device located on the surface for Measuring the acoustic signal of the specified frequency and by means which are responsive to the measuring means generate an electrical signal representative of the detected borehole parameter.

12. The apparatus according to claim 11, characterized by amplifier devices in the pipe string for the Receiving the acoustic signal of a specified frequency and in response to this receiving for sending a further acoustic signal are arranged with a different fixed frequency selected from the passbands will.

13. The device according to claim 10, characterized in that that the measuring device a determined parameter and that means for converting the analog signal into a digital pulse code

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DA-, 3087 -5- 27S877 0

and means for actuating an acoustic sound source in a clocked sequence to the digital pulse are provided in order to generate an acoustic pulse with a fixed frequency, which represents the determined parameter.

14. The device according to claim 13, characterized by transducer means on the surface for receiving the acoustic pulse and responsive to it Generation of an electrical signal at the surface and by means for synchronous relating of the electrical signal at the surface with the cycle-related borehole pulse to a signal at the surface generate which represents the determined borehole parameter.

15. Device for transmitting acoustic signals via a A drill pipe string having drill sections approximately 13.6 m (44.5 ft) in length, particularly according to any of the preceding Claims, characterized by acoustic transmission and receiving devices on a first and a at a second spaced location on the drill string and by means for actuating the transmission means at a fixed frequency which is within of frequency passbands occurs that have a frequency bandwidth of 100 Hz and fundamental frequencies that have a Are multiples of 196 Hz + 20 Hz.

16. The device according to claim 15, characterized in that that the transmission devices are downhole devices for determining a borehole parameter, Have devices for generating an electrical signal representing the determined parameter and devices, which respond to the generated electrical signal and the pipe string an acoustic signal with a frequency

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2 7 S 8 7 7 O2 7 S 8 7 7 O

DA-13087 -6-

which falls within the passbands.

17. The apparatus according to claim 16, characterized by a device located on the surface for Reception of the acoustic signal and by devices that respond to the received acoustic signal to generate a address electrical signal representing the determined parameter.

18. The apparatus according to claim 17, characterized by amplifier devices, which on the pipe string between the downhole device and the surface device are disposed and a Receiver for receiving the acoustic signal and an acoustic signal generating device have which on the receiver responds to generate an acoustic signal at a different frequency within a passband .

19. The device according to claim 15, characterized by amplifier devices, which on the pipe string between the first and second spaced-apart locations are arranged and a receiving section for Receiving an acoustic signal of the first specified frequency and means for generating acoustic signals which are responsive to the receiving section when an acoustic signal is set with the first Frequency is received, generate an acoustic signal of a second fixed frequency, the first and the second fixed frequency occur within the passbands.

20. The apparatus of claim 19, characterized by conversion interface means on the first and second at a distance therefrom

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DA-13087 -7- ά I D ■ ι IU DA-13087 -7- ά ID ■ ι IU

for converting electrical signals into acoustic signals and vice versa.

21. Method for the acoustic transmission of data via a elongated element made of individual sections of approximately the same length in a borehole with transmitting and receiving devices, which are acoustically coupled to the elongated part, characterized in that they are marked ze i c h η e t an acoustic signal at a fixed frequency at one point on the elongate part at a discrete one Frequency is generated which occurs in frequency passbands that have a lower limit which is a multiple a frequency for which a section length of the elongate part is approximately half the wavelength, that the acoustic signal is given to the elongated part and that the acoustic signal with the discrete frequency is received at a spaced-apart location on the elongate portion.

22. The method according to claim 21, characterized in that that an electrical signal is generated at such a point provided at a distance, which the received represents acoustic signal with the discrete frequency.

23. The method according to claim 21, characterized in that

n e t that a borehole parameter at one point on the elongated Part is determined that an electrical signal is generated which represents the determined parameter, and that a transmitting device is actuated in response to the generated electrical signal to transmit the acoustic signal with the discrete frequency «μ.

24. The method according to claim 21, characterized in that that a borehole parameter is determined at one point, that an electrical signal is generated, which

80 9829/066980 9829/0669

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ches represents the determined parameter that a transmitting device is actuated in response to the electrical signal to produce an acoustic signal at the discrete frequency to generate the acoustic signal received at another spaced location on the elongate portion is and that in response to the received acoustic signal, an electrical signal is generated which the represents established borehole parameters.

25. The method according to claim 24, characterized in that that at one point an analog signal is generated in response to the determined borehole parameter, that the analog signal is converted into a digital pulse coding and that the transmitting device is responsive to the digital pulse coding is activated.

26. Method for the acoustic transmission of data via a Drill pipe string with drill pipe sections of approximately the same length, the drill pipe string being suspended in a borehole and has transmission and reception devices that coupled to the drill pipe string at first and second spaced apart locations, thereby characterized in that either at the first or second spaced location therefrom an electrical Signal with a fixed frequency is generated, which represents the data to be transmitted over the pipe string that a acoustic signal generating device responsive to the generated electrical signal in the case of a discrete acoustic signal Frequency is operated that is within the frequency range

■ Let areas occur, each of which has a lower limit which is a multiple of a frequency for which a pipe length is approximately equal to half the wavelength, that the discrete acoustic signal over the pipe string to either the second or the first at a distance therefrom Place is performed that the supplied acoustic

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Signal is detected at the other point provided in the distance and that an electrical signal is detected at the other at a distance therefrom is generated in response to the detected acoustic signal which the represents transmitted data.

27. The method according to claim 26, characterized in that that the acoustic signal is generated in passbands that have a frequency width of 130 Hz and fundamental frequencies that are a multiple of 282 Hz + 20 Hz.

28. The method according to claim 26, characterized in that that the supplied discrete acoustic signal at an intermediate point between the first and second in the distance received from this arranged location on the pipe string becomes that an amplifier transmitter in response to the received discrete acoustic signal at a second discrete acoustic Frequency is operated, which is present in the frequency passbands, and that the second discrete acoustic Signal is received at the other spaced location, either the first or the second.

29. Method for the acoustic transmission of data by a Drill pipe approximately 9.4 m (30.8 ft) in length disposed in a borehole, characterized in that that acoustic vibrations are generated in the drill pipe, the frequencies in a 150 Hz pass band who are selected from a group consisting of the determinable multiple of 283 Hz + 20 Hz, that the acoustic vibrations in the drill pipe to transmission data be coded that the acoustic vibrations from the drill pipe at a point at a distance from the vibration generation point and that the data is separated from the acoustic vibrations.

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DA-13087 -10-

30. A method of acoustically transmitting data through a drill pipe approximately 13.7 m (45 ft) in length, shown in is arranged in a borehole, characterized in that acoustic vibrations are generated in the drill pipe having frequencies in a 100 Hz pass band selected from a group consisting of detectable Multiples of 196 Hz + 20 Hz exist that the acoustic Vibrations in the drill pipe are coded for data transmission, that the acoustic vibrations are attached to the drill pipe a point at a distance from the vibration generation and that the data from the acoustic vibrations be separated.

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