EP3309357A1 - Bohrrohr und bohrstrang zum übertragen akustischer signale - Google Patents

Bohrrohr und bohrstrang zum übertragen akustischer signale Download PDF

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EP3309357A1
EP3309357A1 EP16193660.4A EP16193660A EP3309357A1 EP 3309357 A1 EP3309357 A1 EP 3309357A1 EP 16193660 A EP16193660 A EP 16193660A EP 3309357 A1 EP3309357 A1 EP 3309357A1
Authority
EP
European Patent Office
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drill
drill pipe
section
wall thickness
drill string
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP16193660.4A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Udo Krüger
Miguel A. Gutierrez
Wilhelm Keusgen
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Original Assignee
Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
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Filing date
Publication date
Application filed by Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV filed Critical Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Priority to EP16193660.4A priority Critical patent/EP3309357A1/de
Priority to PCT/EP2017/072928 priority patent/WO2018068968A1/de
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/006—Accessories for drilling pipes, e.g. cleaners
    • G—PHYSICS
    • G10—MUSICAL INSTRUMENTS; ACOUSTICS
    • G10K—SOUND-PRODUCING DEVICES; METHODS OR DEVICES FOR PROTECTING AGAINST, OR FOR DAMPING, NOISE OR OTHER ACOUSTIC WAVES IN GENERAL; ACOUSTICS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G10K11/00—Methods or devices for transmitting, conducting or directing sound in general; Methods or devices for protecting against, or for damping, noise or other acoustic waves in general
    • G10K11/16—Methods or devices for protecting against, or for damping, noise or other acoustic waves in general

Definitions

  • the present invention relates to a drill pipe capable of transmitting acoustic signals.
  • An acoustic wave based communication system for a drill string is offered by the Canadian company XACT (http://www.xactinc.com/) based on narrow band chirp sequences.
  • the receiver is mounted above the last drill pipe, ie with the communication system, only data can be transmitted when the last drill rod is mounted and optimally only if the drill string is not held with the collet on the drilling table, as the acoustic damping by closing the Collet becomes larger [1] and the quality of the transmission decreases and hence the range.
  • data rates up to 30 bit / s and vertical depths up to 2600 m are achieved (without additional repeater) [2].
  • acoustic communication at low frequencies is greatly affected by the particularly large nonlinearities of the acoustic sources commonly used there and disturbed by the boring noise of a drill head, and at high frequencies communication suffers from the severe material damping of the drill pipes in the drill string.
  • An embodiment according to the invention provides a drill pipe having a first portion having a first wall thickness and a second portion at or adjacent one end of the drill pipe having a second wall thickness and a third portion at or adjacent to the other end of the drill pipe having a third wall thickness that differ from the first wall thickness. Furthermore, the drill pipe is provided to transmit an acoustic signal within a predetermined frequency range, wherein an extension of the second and third sections along the drill pipe is selected depending on a wavelength range of the acoustic signal to be transmitted.
  • Drilling tubes may have a so-called elevation upset, which correspond to the second and third sections located at ends of the drill pipe. These usually have a higher wall thickness than the rest of the drill pipe to ensure mechanical stability. If sections two and three have the same dimensions, a direct connection of several drill pipes is possible, the so-called elevation upset acting as a tool joint in this case and minimizing destructive propagation interference due to reflections at the discontinuities the expansion of the second portion along the drill pipe, so the elevation upsets, depending on a wavelength range of the transmitted acoustic signal advantageous.
  • a signal with a large data rate is transmitted over a large distance, for example via a drill string, which consists of several of the described drill pipes.
  • a maximum constructive interference in the propagation direction corresponds to a maximum destructive interference against the direction of propagation, that is to say a minimal effective reflection.
  • the second and third sections have different dimensions along the drill pipe, in which case the selection of the added dimensions of the second and third sections along the drill pipe is advantageous depending on a wavelength range of the acoustic signal to be transmitted, for example the addition of the expansions half a wavelength of the acoustic signal to be transmitted.
  • the cross-sectional area of the drill pipe material of the second portion is proportional to an acoustic wave resistance of the second portion.
  • a suitable acoustic characteristic impedance can thus be realized.
  • the effective reflection of the acoustic signal can be further reduced.
  • the reduction of the effective reflection also leads to a reduction of the filter effect of the drill pipe, whereby signals are less damped.
  • the second and third sections have a tapered course from the second or third diameter of the second or third section to the first diameter of the first section. Due to the tapering course, the second or third wall thickness is continuously adapted to the first, so that larger jumps in the wall thickness are avoided, resulting in lower reflections.
  • the tapered course is a step-shaped course.
  • a step-shaped course is inexpensive to produce, for example by applying layers of different thickness.
  • the stepped shape allows better handling of the drill pipe by means of a gripping tool.
  • the tapered course is a linear course.
  • a linear course jumps are greatly reduced, and thus also reflections are brought to a minimum.
  • the extent of the second or third section is selected in the region of one quarter of the wavelength of the frequency range of the acoustic signal to be transmitted.
  • the choice of one quarter wavelength expansion is advantageous in order to produce constructive interference in the desired frequency range in the propagation direction that achieves a lower filtering effect, resulting in effectively reduced signal attenuation.
  • the reduced signal attenuation makes it easier to transmit a high data rate over a long channel.
  • the second or third section comprises an attachment which is arranged on the first section and can be fixedly connected to it. This makes it possible to easily adapt an existing pipe to a desired frequency range subsequently.
  • the second or third section is formed integrally with the first section.
  • an outer diameter of the drill pipe in the second or third section is greater than or equal to an outer diameter of the first section.
  • an inner diameter in the second or third section is less than or equal to an inner diameter in the first section.
  • the change in the inner diameter is also advantageous because an outer shape of the drill pipe remains unchanged.
  • a change in the outer diameter can occur along with the described change in the inner diameter.
  • a more flexible choice of the radial drill pipe cross-sectional area in the second or third section is made possible and thus also allows a more flexible adaptation of the acoustic characteristic impedance.
  • the described drill pipe can be well integrated with requirements of the drilling technique, i. For example, the necessary stability can be generated.
  • a drill pipe is provided with a connection element for connection to a further drill pipe, wherein the connection element is formed in the second section or wherein the second section is arranged between the first section and the connection element.
  • the third section is equipped with a matching connecting element.
  • the drill pipe described can be connected by means of the connecting elements with another drill pipe to allow larger drill strings.
  • the second wall thickness of the second portion differs from a third wall thickness of the third portion.
  • the extension of the second section differs from the extension of the third section. This allows differently sized drill pipes to be adjusted for the same frequency range.
  • the drill pipe has the function of an adapter between drill string sections with differently sized drill pipes.
  • the third wall thickness is equal to the second wall thickness and the extent of the third portion is equal to the extent of the second portion.
  • a preferred embodiment according to the invention is a drill string, with a plurality of drill pipes, which are interconnected by means of the connecting elements. Furthermore, the drill string has an acoustic transmitter disposed at one end or adjacent the one end of the drill string. Furthermore, the drill string has an acoustic receiver located at the other end, or at an upper end of the drill string.
  • the described drill string transmits information from the acoustic transmitter, for example in the vicinity of the drill head, to an acoustic receiver which is located, for example, above ground. In this case, the drill string described enables data transmission at high data rates at great depths, or large distances between transmitter and receiver. Furthermore, the transmitters and receivers described can also be designed as transmitting and receiving units in order to enable bidirectional communication.
  • the wall thickness of the connecting elements is greater than the second wall thickness of the second portion and the third wall thickness of the third portion.
  • Another embodiment is a method of transmitting an acoustic signal from a well, comprising the steps of providing a drill string and transmitting the acoustic signal over the drill string.
  • the plurality of drill pipes of the drill string have different lengths and the drill pipes are arranged in any order.
  • the method described may allow a simple use of randomly disposed drill pipes for acoustic data transmission.
  • the length variation of the drill pipes is in the range of ⁇ 0.25 m (for example, drill pipes having lengths between 8.894m and 9.344m). Compliance with the described length variation allows for maximum signal attenuation of the drill string to be avoided or at most achieved.
  • An embodiment according to the invention is an acoustic data transmission system for deep drilling applications with a particularly suitable drill string.
  • Fig. 1 shows a drill pipe 100 according to an embodiment of the invention.
  • the drill pipe 100 has a first wall thickness D 1 115 in a first section 110.
  • the drill pipe 100 has a second wall thickness D 2 124.
  • the extension of the second section 120 along the drill pipe 100 is L eu 2 126 in length.
  • the drill pipe 100 has a third wall thickness D 3 134.
  • the extension of the third section 130 along the drill pipe 100 is equal in length to the length eu3 136.
  • the second and third sections 120, 130 are also referred to as elevation upset, respectively.
  • the expansions L eu2 126 and L eu3 136 are selected as a function of a wavelength ⁇ of the wavelength range of the acoustic signal to be transmitted.
  • these filter losses are thereby reduced because the described selection of the extensions 126 and 136 preferably lead to constructive interference in the frequency range used in the propagation direction, or destructive interferences are avoided, which can lead to a complete suppression of certain frequency ranges.
  • the described wall thicknesses D 2 124 and D 3 134 of the elevation upsets 120, 130 are greater than the wall thickness D 1 115.
  • adaptation here means that, for certain frequency ranges, the discontinuities of the radial cross-sectional area lead to such reflections of the acoustic signal that complete destructive interference occurs opposite the propagation direction.
  • the jumps described arise in the transition between conventional drill pipes and optionally arranged thereon connecting elements Reason for the described different Bewandungsdicken of drill pipe and connecting element.
  • the cross-sectional area of the drill pipe is increased in the area adjacent to which a connector can be attached to produce reflections of an additional reflection site which, for a particular frequency range and superimposed with the remaining reflections, results in destructive interference Lead propagation direction.
  • Fig. 2A shows a schematic representation of a drill pipe 200a, without a second section or elevation upset, on which a connecting element 250, also called tool-joint, is arranged.
  • the connecting element has a larger outer diameter than the drill pipe, whereby at the junction a large jump of the cross-sectional area is formed, which causes reflections of the acoustic signal.
  • Fig. 2B shows a schematic representation of a drill pipe 200b on which a connecting element 250 is arranged, wherein the drill pipe has a conventional elevation upset 210b.
  • the elevation upset 210b introduces some adjustment since the jumps at the drill pipe elevation upset and elevation upset junctions are less than the jump in Fig. 2A , With regard to its extension and thickness, however, the elevation upset 210b is designed so that a good handling of the drill pipe is made possible by a gripping tool, for an improved transmission in the frequency range of the acoustic signal, the elevation upset is not provided and also not designed.
  • Fig. 2C shows a schematic representation of a drill pipe 200c according to an embodiment of the present invention, on which a connecting element 250 is arranged.
  • the drill pipe 200c has an elevation upset 210c whose extension L eu 220 is selected to be one fourth of a wavelength of the wavelength range of the acoustic signal.
  • acoustic wave resistances are proportional to the cross-sectional area of the medium perpendicular to the propagation direction of the wave, and therefore another aspect is the adaptation of the cross-sectional areas to reduce the effective reflection.
  • the described ratio of cross-sectional areas is in Fig. 3 illustrated by the drill pipe 310 and the connecting element 320.
  • the respective radial cross-sectional areas 315 and 325 are shown and depending on the ratio of their surface area the ratio of the acoustic characteristic impedance of Z joint / Z pipe ⁇ 3.5.
  • a value of the ratio near 1 indicates a good fit.
  • Fig. 4A shows a drill string 400a, which consists of a plurality of the described drill pipes 100 or 200c.
  • the drill string 400a is attached to a derrick 410 to make a deep hole.
  • the drill string 400a has a drill head 402, a transmitter unit 404a, which is arranged, for example, adjacent to the drill head 402, and a receiver unit 406a, which is arranged above a drill table 408.
  • the drill table has a pair of pliers that allows the attachment of further drill pipes to the drill string 400a. Between the transmitting unit 404a, there is a unidirectional channel along the drill string via which, by means of acoustic signals, data is sent to the receiving unit 406a.
  • the data of the receiving unit 406a can be transmitted, for example, by radio to a computer 415a. Radio transmission is preferred when the receiving unit 406a is located at an upper end of the drill string 400a since it can rotate in a drilling process.
  • a reliable acoustic channel in a fixed frequency range of the acoustic signal transmitted by the transmitter 404a can be achieved.
  • reflections of the signal which lead to destructive interference in the propagation direction can be avoided.
  • Fig. 4B shows a drill string 400b with the corresponding features of the drill string 400a attached to a derrick 410.
  • the drill string 400b has a transmitting and receiving unit 404b arranged, for example, adjacent to the drill head 402 is.
  • the drill string 400b has a further transmitting and receiving unit 406b, which receives data via the acoustic channel or the drill string 400b from the transmitting and receiving unit 404b.
  • the transmitting and receiving unit 406b can transmit data to the transmitting and receiving unit 404b, thus enabling bidirectional communication.
  • the transmitting and receiving unit 406b is preferably mounted below the drilling table 408 adjacent to the upper end of the drill string 400b, preferably a wired transmission is suitable for transmitting the data to a computer 415b.
  • the wired connection is preferred because the in Fig. 4B Communication preferably takes place when the drill pipe 400b is at rest and is held by the pliers in the drill table 408.
  • a power supply for the transmitting and receiving unit 406b can be provided by means of the cable connection.
  • the transmitting and receiving unit 406b can preferably be used when the drill string is at rest, ie no drilling process takes place, in which case a fail-safe wired transmission is advantageous.
  • a drill string 400c which, in terms of its functionality, represents a combination of the two drill strings 400a and 400b. Both a unidirectional connection by means of the receiving unit 406a and a bidirectional connection by means of the transmitting and receiving unit 406b to the transmitting and receiving unit 404c is hereby possible.
  • the receiving unit 406a and the transmitting and receiving unit 406b enable a combination of the concepts described in FIGS. 4A and 4B have been presented, and communicate accordingly with a computer unit 415c.
  • the drill string 400c described enables a robust reception of data from the transmitting and receiving unit 404a via the unidirectional channel, for example during a drilling process.
  • the bidirectional channel which is used by the transmitting and receiving unit 404b, can be used, for example, to transmit large amounts of data to the transmitting and receiving unit 406b during an interruption of a drilling process.
  • z. B be determined based on the received signals of the underground station 404c.
  • the transmitter is periodically turned off at the underground station 404c and the receiver polled so that, if appropriate commands are sent from the supervisor station 406b and received at the underground station 404c, into the bidirectional mode can be switched. If, on the other hand, no longer any control commands arrive at the underground station 404c during bidirectional operation over a longer period of time, or if other, previously defined criteria are present, for example.
  • B. strong interference signals the underground station 404c switches by itself in the robust, unidirectional mode.
  • the computer unit 415c at the transfer station 406b or 406a can be subject to certain criteria of the received signals (eg type of loading or pilots), which mode is currently being sent by the underground station 404c and using appropriate receive routines. To increase the reliability even further, it is conceivable that important system commands are transmitted in addition to other technologies, eg. B. on the rinse with the mud-pulse telemetry.
  • the range of the communication system will be insufficient.
  • the channel characteristics for acoustic transmission are significantly improved and, in particular, the ranges of the data transmission methods of the systems in FIG Figures 4A-C much bigger.
  • Fig. 5 shows measurements of magnitude frequency responses 500a to 500g of acoustic channels realized via a drill string, for example drill strings 400a-c [1].
  • the length of the drillstring increases from the absolute frequency response 500a, starting at 520 m, to the magnitude frequency response 500g, each by 260 m, thus achieving a maximum drill string length of 2030 m.
  • Measurements of the channel characteristics indicate that the attenuation of the acoustic channel increases with frequency due to material damping, in other words the material of the drill pipe has low pass characteristics.
  • a favorable frequency range for the transmission of data results when the drill string becomes transparent, ie in this frequency range then only its material damping, the filter damping due to its numerous Fabry-Perot resonators, formed by the constantly alternating pipe and tool-joint Is then negligible, with a tool-joint designating a connector and a pipe a drill pipe.
  • Transparency is z. B. achieved when the Fabry-Perot resonators of the shorter, screwed together tool-joint connector (see connecting element 250) are in resonance [5].
  • any frequency range can be adjusted by assuming that the tool joint connectors have a corresponding length (eg ⁇ / 4, ie screwed together ⁇ / 2), which is however too long tool joint connectors, but conceivable for special drill pipes ,
  • the range and bandwidth is not as great as the solution with an additional elevation upset.
  • For a typical drill string without elevation upset corresponding to the second or third section of the drill pipe this is the case in the 5000 Hz to 6000 Hz range. With a typical elevation upset, this resonance is still in this range, but is spectrally wider.
  • An elevation upset refers to a reinforced area behind any tool-joint connector of a drill pipe that allows a more robust handling of the drill pipes.
  • a transmitter which can not produce low frequencies with sufficient acoustic power in the drill pipe and which is particularly nonlinear for smaller frequencies, which makes the quality of transmission deteriorates or makes it impossible.
  • a range of, for example, 500 Hz to 2000 Hz is favorable for acoustic data transmission and it would be advantageous there to produce a transparent, or permeable, area.
  • the elevation upset is dimensioned in a special way, so that even the frequencies at which the drill string becomes transparent can be largely determined and adjusted.
  • Z pipe or Z joint denote the acoustic characteristic impedance of the pipe or joint area.
  • the acoustic wave resistance is approximately proportional to the cross-sectional area of each considered portion of the drill pipe, z.
  • B is the cross-sectional area F eu of the elevation upset approximately proportional to the characteristic impedance Z eu [7].
  • Fig. 6 shows simulated magnitude frequency responses of different drill strings.
  • the magnitude frequency response 600a is characteristic of a drill string formed from drill pipes 200a without elevation upset.
  • the horizontal line 610 identifies a receiver sensitivity or receiver sensitivity, ie frequency portions whose magnitude is below this line can not be received by a receiver.
  • the magnitude frequency response 600a shows no appreciable amount in a frequency range of, for example, 500 Hz to 2000 Hz, which is particularly suitable for data transmission. Frequencies below 500 Hz are less suitable for transmission within a drill string because they are heavily overlaid by drilling noise. Frequencies above 2000 Hz, on the other hand, suffer from too much damping due to the strong material damping of the drill string in order to be used effectively for communication. Therefore, the drill string characterized by magnitude frequency response 600a is less suitable for robust communication.
  • Amount frequency response 600b describes a drill string in which drill pipes 200b having an elevation upset are used, but the elevation upset is not adjusted to the wavelength range corresponding to the frequency range of 500 to 2,000 Hz. This so-called mismatch is manifested by an amplification of the components in the frequency range above 3500 Hz in comparison to the magnitude frequency response 600a.
  • the magnitude frequency response 600c describes a drill string consisting of drill pipes 200c having the described elevation upset.
  • the magnitude response 600c shows that such a drill string has a significant amount greater than the receiver sensitivity 610 in the frequency range of 500 Hz to 2000 Hz. As a result, an acoustic communication over the drill string in the considered frequency range can be ensured.
  • Fig. 7 shows magnitude frequency responses 700a and 700b of different drill strings.
  • the magnitude frequency response 700a characterizes a drill string consisting of drill pipes 710a having an elevation upset whose extent has been chosen according to the wavelength, but whose wall thicknesses are not chosen to be advantageous. As a result, the magnitude response 700a remains in the range of 500 Hz to 2000 Hz below the receiver sensitivity 610.
  • the magnitude frequency responses 720b and 730b in graph 700b characterize drill strings whose drill pipes have elevation upsets which are advantageously chosen neither in length, but in extent or in wall thickness. As a result, in the range from 500 Hz to 2000 Hz, no appreciable amount can be detected above the receiver sensitivity 610, and thus hardly any data transmission in this frequency range can be realized.
  • Fig. 8 shows graphs 800a-c, each showing simulated magnitude frequency responses of different drill strings.
  • the magnitude response 810a in graph 800a characterizes a drill string consisting of drill pipes having elevation upsets at their ends, the drill pipes all having the same length.
  • Magnitude response 820a describes a drill string that differs from the drill string described by magnitude response 810a in that the drill pipes may vary by up to 0.5m and the fasteners by up to 1cm in length.
  • the drill pipes are as described by the magnitude response 820a Drill strand arranged according to their length.
  • the magnitude response 830a describes a drill string corresponding to the drill string described with the magnitude response 820a, with the individual well pipes being disposed in the drill string in disorder with respect to their length.
  • the magnitude response 810a has the largest portion above the receiver sensitivity 610. Furthermore, the sorted drill string described by the magnitude response 820a also provides a significant proportion in the range of 500 Hz to 2000 Hz over the receiver sensitivity 610. The drill string with unsorted well tubes described by the magnitude response 830a offers only a small spectral range in which the Amount is greater than the recipient sensitivity 610. In summary, a better channel characteristic can be achieved by sorting conventional drill pipes.
  • Graph 800b includes magnitude frequency responses 810b, 820b, and 830b that are analogous to magnitude frequency responses 810a, 820a, and 830a.
  • the described drill strings differ only in that the drill pipes used have elevation upsets adapted to the frequency range from 500 Hz to 2000 Hz corresponding to drill pipe 200c.
  • the magnitude frequency responses 810b, 820b and 830b offer a similar transmission characteristic in the frequency range of 500 Hz to 2000 Hz.
  • a drill string consisting of the drill pipes 200c described does not require sorting of the drill pipes by length in order to have an advantageous transfer characteristic.
  • magnitude frequency responses 810c, 820c, and 830c are plotted.
  • the magnitude frequency responses 810c, 820c, and 830c are analogous to the magnitude frequency responses 810b, 820b, and 830b, where the total drill string length has been doubled.
  • the overall attenuation of the channel increases by about 60 dB, whereby only a transmission with low data rate is possible in the considered range of 500 Hz to 2000 Hz.
  • Fig. 9 10 shows a drill pipe 900 that corresponds to the drill pipe 100 and that additionally has fasteners 922 and 932 at the ends of the pipe 100 that are adjacent to the elevation upsets 120 and 130.
  • the elevation upsets 120 and 130 are selected so that their acoustic impedance is equal to the square root of the product of the characteristic impedances of the first section 110 and the connecting element 922 or 932.
  • the connecting element 922 has an internal thread and the connecting element 932 has an external thread.
  • the drill pipe 900 provides the opportunity for a particular frequency range to avoid or suppress the generation of reflections at both ends of the drill pipe.
  • FIG. 10A-D schematic longitudinal sections of different drill pipes according to embodiments of the present invention are shown. Only one connection side is shown. Any mixture of the various embodiments on the two sides is possible and corresponds to an adapter.
  • Fig. 10A shows a schematic cross section of a drill pipe 1000a, which has a first portion 110 and a second portion 1020a. Furthermore, the first portion 110 has a wall thickness D 1 which is smaller than the wall thickness D 2 of the second portion 1020 a and the second portion 1020 a has a smaller inner diameter d 2 than the first portion 110 with d 1 . Furthermore, the second portion 1020a has an extension along the drill pipe 1000a, which corresponds to a quarter of the wavelength of the acoustic signal to be transmitted. By the described embodiment, a desired adjustment can be achieved without changing the outer shape of the drill pipe.
  • Fig. 10B shows a schematic cross section of a drill pipe 1000b corresponding to the drill pipe 1000a, wherein the second portion 1020b compared to the second portion 1020a of the drill pipe 1000a has an enlarged outer diameter.
  • the described embodiment is advantageous for distributing an area increase on the inside and the outside of the drill pipe 1000b.
  • FIG. 12 shows a schematic cross section of a drill pipe 1000c corresponding to the drill pipe 100.
  • the second section of the drill pipe 1020c of the drill pipe 1000c has a step-shaped tapered course from the wall thickness D 2 of the second section 1020c to the wall thickness D 1 of the first section 110.
  • the described embodiment is advantageous because jumps in the wall thickness are reduced by the stepped course, additionally generated interference can be used to improve the adaptation, and good handling of the drill pipe is ensured for a gripping tool.
  • the lengths and heights of the stages can be set according to different criteria, e.g. For example, according to Chebyshev, polynomials to further optimize the transition.
  • Fig. 10D 12 shows a schematic cross section of a drill pipe 1000d corresponding to the drill pipe 100.
  • the second section of the drill pipe 1020d of the drill pipe 1000d has a linearly tapered course from the wall thickness D 2 of the second section 1020d to the wall thickness D 1 of the first section.
  • the described embodiment reduces jump points to a minimum which also reflections can be strongly damped or avoided altogether.
  • other functional relationships for the course of the characteristic impedance can be advantageous, for. For example, an exponential history that can be used to increase the bandwidth even further.
  • the bandwidth for the acoustic transmission can be further increased. In the limiting case, a continuous transition would then result.
  • the length and width of the elevation upset can be chosen as close as possible to the optimal values, since then the best acoustic transmission is to be expected under these circumstances.

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Abstract

Ein Bohrrohr umfasst einen ersten Abschnitt mit einer ersten Wanddicke, einen zweiten Abschnitt benachbart zu einem Ende des Bohrrohrs mit einer zweiten Wanddicke, die sich von der ersten Wanddicke unterscheidet und einen dritten Abschnitt benachbart zu einem anderen Ende des Bohrrohrs, mit einer dritten Wanddicke, die sich von der ersten Wanddicke unterscheidet. Das Bohrrohr ist vorgesehen, um ein akustisches Signal innerhalb eines festgelegten Frequenzbereichs zu übertragen, wobei eine Ausdehnung des zweiten oder dritten Abschnitts entlang des Bohrrohrs abhängig von einem Wellenlängenbereich des zu übertragenden akustischen Signals gewählt ist.

Description

    Technisches Gebiet
  • Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Bohrrohr, das geeignet ist, akustische Signale zu übertragen.
    • Hintergrund der Erfindung
  • Bei Tiefbohrungen fallen bei den heutzutage üblichen Messungen untertage große Datenmengen an, die möglichst schnell nach übertage gesendet werden sollten, um darauf rechtzeitig reagieren zu können, z. B. um die Bohrrichtung anzupassen und damit teure Fehlbohrungen zu vermeiden. Die mit bisherigen Methoden erzielten Datenraten sind dafür jedoch zu niedrig, bzw. die Reichweiten zu gering oder beides.
  • Bisher wird zumeist die "mud-pulse"-Telemetrie verwendet, die aber nur Datenraten von wenigen Bits pro Sekunde zulässt. Dabei werden mit Hilfe von Druckänderungen in der Spülflüssigkeit die Informationen übertragen. Diese Technik ist daher nur anwendbar, wenn der Spülungskreislauf der Bohrung angeschlossen und aktiv ist.
  • Ein auf akustischen Wellen basierendes Kommunikationssystem für einen Bohrstrang wird von der kanadischen Firma XACT (http://www.xactinc.com/) angeboten, das auf schmalbandigen Chirp-Sequenzen basiert. Der Empfänger wird übertage am letzten Bohrrohr befestigt, d. h. mit dem Kommunikationssystem können nur Daten übertragen werden, wenn die letzte Bohrstange montiert ist und optimal nur dann, wenn der Bohrstrang nicht mit der Spannzange am Bohrtisch gehalten wird, da die akustische Dämpfung durch das Schließen der Spannzange größer wird [1] und die Qualität der Übertragung abnimmt und damit auch die Reichweite. Mit diesem Kommunikationssystem werden Datenraten bis 30 Bit/s und vertikale Tiefen bis 2600 m erreicht (ohne zusätzlichen Repeater) [2].
  • Im Übrigen wird eine akustische Kommunikation bei tiefen Frequenzen stark durch die dort besonders großen Nichtlinearitäten der üblicherweise verwendeten akustischen Quellen und von den Bohrgeräuschen eines Bohrkopfs gestört und bei hohen Frequenzen leidet die Kommunikation durch die starke Materialdämpfung der Bohrrohre in dem Bohrstrang.
  • Daher besteht ein Bedarf nach einem Bohrrohr, das eine bessere Übertragung in einem Frequenzbereich, der weniger beeinflusst von Nichtlinearitäten von Sendern, Bohrgeräuschen und Materialdämpfung ist, ermöglicht und damit eine höhere Datenrate für große vertikale Tiefen ermöglicht.
    • Zusammenfassung der Erfindung
  • Ein Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung schafft ein Bohrrohr, mit einem ersten Abschnitt mit einer ersten Wanddicke und einem zweiten Abschnitt an oder benachbart zu einem Ende des Bohrrohrs mit einer zweiten Wanddicke und einem dritten Abschnitt an oder benachbart zu dem anderen Ende des Bohrrohrs mit einer dritten Wanddicke, die sich von der ersten Wanddicke unterscheiden. Des Weiteren ist das Bohrrohr vorgesehen, um ein akustisches Signal innerhalb eines festgelegten Frequenzbereichs zu übertragen, wobei eine Ausdehnung des zweiten und dritten Abschnitts entlang des Bohrrohrs abhängig von einem Wellenlängenbereich des zu übertragenden akustischen Signals gewählt ist.
  • Dieses Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung basiert auf der Erkenntnis, dass akustische Signale, die sich innerhalb einer metallischen Wand eines Bohrrohrs fortbewegen, an Positionen mit sprunghafter Änderung der Bewandungsdicke des Bohrrohrs teilweise reflektiert werden können. Bohrrohre können einen sogenannten elevation upset aufweisen, der mit dem zweiten und dritten Abschnitt korrespondieren, die an Enden des Bohrrohres angeordnet sind. Diese weisen in der Regel eine höhere Wanddicke auf als das restliche Bohrrohr, um mechanische Stabilität zu gewährleisten. Sind Abschnitt zwei und drei gleich dimensioniert, ist eine direkte Verbindung mehrerer Bohrrohre möglich, wobei der sogenannte elevation upset in diesem Fall die Funktion eines Verbindungselements (tool joint) übernimmt und zur Minimierung destruktiver Interferenzen in Ausbreitungsrichtung aufgrund von Reflexionen an den Sprungstellen, ist die Wahl der Ausdehnung des zweiten Abschnitts entlang des Bohrrohrs, also des elevation upsets, abhängig von einem Wellenlängenbereich des zu übertragenden akustischen Signals vorteilhaft. Durch die beschriebene Wahl der Ausdehnung kann eine Maximierung der konstruktiven Interferenz in der Ausbreitungsrichtung erwirkt werden, was letztendlich zu einer geringeren Dämpfung oder Filterwirkung in dem genutzten Frequenzbereich führt. Durch die geringere effektive Dämpfung wird ein Signal mit einer großen Datenrate über eine große Strecke übermittelt, beispielsweise über einen Bohrstrang, der aus mehreren der beschriebenen Bohrrohre besteht. Im weiteren wird auch genutzt, dass eine maximale konstruktive Interferenz in Ausbreitungsrichtung einer maximalen destruktiven Interferenz entgegen der Ausbreitungsrichtung entspricht, also einer minimalem effektiven Reflexion.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung weisen der zweite und dritte Abschnitt unterschiedliche Ausdehnungen entlang des Bohrrohrs auf, hierbei ist die Wahl der addierten Ausdehnungen des zweiten und dritten Abschnitts entlang des Bohrrohrs abhängig von einem Wellenlängenbereich des zu übertragenden akustischen Signals vorteilhaft, beispielsweise ergeben die Addition der Ausdehnungen die Hälfte einer Wellenlänge des zu übertragenden akustischen Signals.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Querschnittsfläche des Bohrrohrmaterials des zweiten Abschnitts proportional zu einem akustischen Wellenwiderstand des zweiten Abschnitts. Durch geeignete Wahl der zweiten Wanddicke kann somit ein geeigneter akustischer Wellenwiderstand realisiert werden. Beispielsweise kann ein akustischer Wellenwiderstand durch geeignet Wahl der Wanddicke des zweiten Abschnitts zu Z eu = Z pipe ⋅ Z jo int
    Figure imgb0001
     gesetzt werden, wobei Zpipe der akustische Wellenwiderstand des ersten Abschnitt ist und Zjoint den akustischen Wellenwiderstand eines unmittelbar benachbarten Bereichs bezeichnet. Dieses kann auch analog für das andere Ende des Bohrrohrs, d. h. für die dritte Wanddicke durchgeführt werden. Durch die Anpassung des akustischen Wellenwiderstands an die Wellenwiderstände benachbarter Abschnitte kann die effektive Reflexion des akustischen Signals noch weiter reduziert werden. Durch die Reduktion der effektiven Reflexion entsteht ein Kanal, der besser zur Übertragung akustischer Signale geeignet ist. Die Reduktion der effektiven Reflexion führt ebenfalls zu einer Reduktion der Filterwirkung des Bohrrohrs, wodurch Signale weniger gedämpft werden.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung weisen der zweite und dritte Abschnitt einen sich verjüngenden Verlauf von dem zweiten, bzw. dritten Durchmesser des zweiten, bzw. dritten Abschnitts zu dem ersten Durchmesser des ersten Abschnitts auf. Durch den sich verjüngenden Verlauf wird die zweite, bzw. dritte Wanddicke kontinuierlich an die erste angepasst, so dass größere Sprünge in der Wanddicke vermieden werden, wodurch geringere Reflexionen entstehen.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung ist der sich verjüngende Verlauf ein stufenförmiger Verlauf. Ein stufenförmiger Verlauf ist kostengünstig herstellbar beispielsweise durch Auftragen von Schichten unterschiedlicher Dicke. Der Stufenförmige Verlauf ermöglicht eine bessere Handhabung des Bohrrohrs mittels eines Greifwerkzeugs.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist der sich verjüngende Verlauf ein linearer Verlauf. Durch einen linearen Verlauf werden Sprungstellen stark reduziert, und somit werden ebenfalls Reflexionen auf ein Minimum gebracht.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Ausdehnung des zweiten, bzw. dritten Abschnitts im Bereich von einem Viertel der Wellenlänge des Frequenzbereichs des zu übertragenden akustischen Signals gewählt. Die Wahl der Ausdehnung entsprechend einem Viertel der Wellenlänge ist vorteilhaft, um eine konstruktive Interferenz im gewünschten Frequenzbereich in Ausbreitungsrichtung zu erzeugen, die eine geringere Filterwirkung erzielt, was zu einer effektiv verringerten Signaldämpfung führt. Durch die verringerte Signaldämpfung kann leichter eine hohe Datenrate über einen langen Kanal übermittelt werden.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel umfasst der zweite, bzw. dritte Abschnitt einen Aufsatz, der auf dem ersten Abschnitt angeordnet ist und fest mit ihm verbunden werden kann. Hierdurch wird ermöglicht, ein bereits vorhandenes Rohr an einen gewünschten Frequenzbereich einfach nachträglich anzupassen.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung ist der zweite, bzw. dritte Abschnitt einstückig mit dem ersten Abschnitt gebildet. Durch eine einstückige Fertigung werden beispielsweise Kosten gespart, da eine einstückige Fertigung schneller vollzogen werden kann, beispielsweise in demselben Fertigungsprozess wie die Fertigung des restlichen Bohrrohrs
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung ist ein Außendurchmesser des Bohrrohrs im zweiten, bzw. dritten Abschnitt größer oder gleich einem Außendurchmesser des ersten Abschnitts. Durch die geeignete Wahl des Außendurchmessers wird eine gewünschte Querschnittsfläche des Rohrmantels erzeugt, womit beispielsweise ein gewünschter akustischer Wellenwiderstand realisiert wird.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist ein Innendurchmesser im zweiten, bzw. dritten Abschnitt kleiner oder gleich einem Innendurchmesser im ersten Abschnitt. Durch eine geeignete Wahl des Innendurchmessers im zweiten, bzw. dritten Abschnitt werden größere Sprünge des Innendurchmessers vermieden, womit Reflexionen minimiert werden können. Die Veränderung des Innendurchmessers ist weiterhin Vorteilhaft, da eine äußere Form des Bohrrohrs unverändert bleibt. Des Weiteren kann einhergehend mit der beschriebenen Veränderung des Innendurchmessers eine Veränderung des Außendurchmessers erfolgen. Durch beidseitige Änderung des Durchmessers wird eine flexiblere Wahl der radialen Bohrrohr Querschnittsfläche im zweiten, bzw. dritten Abschnitt ermöglicht und damit ebenfalls eine flexiblere Anpassung des akustischen Wellenwiderstand ermöglicht. Durch die beschriebenen verschiedenen Möglichkeiten einen bestimmten Wellenwiderstand zu erzeugen, kann das beschriebene Bohrrohr gut mit Erfordernissen der Bohrtechnik integriert werden, d.h. beispielsweise die nötige Stabilität erzeugt werden.
  • Gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel ist ein Bohrrohr mit einem Verbindungselement zur Verbindung mit einem weiteren Bohrrohr ausgestattet, wobei das Verbindungselement in dem zweiten Abschnitt gebildet ist oder wobei der zweite Abschnitt zwischen dem ersten Abschnitt und dem Verbindungselement angeordnet ist. Analog wird der dritte Abschnitt mit einem dazu passenden Verbindungselement ausgestattet. Das beschriebene Bohrrohr kann mittels der Verbindungselemente mit einem weiteren Bohrrohr verbunden werden, um größere Bohrstränge zu ermöglichen.
  • Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel unterscheidet sich die zweite Wanddicke des zweiten Abschnitts von einer dritten Wanddicke des dritten Abschnitts. Des Weiteren unterscheidet sich die Ausdehnung des zweiten Abschnitts von der Ausdehnung des dritten Abschnitts. Damit lassen sich unterschiedlich dimensionierte Bohrrohre für denselben Frequenzbereich anpassen. In diesem Fall hat das Bohrrohr die Funktion eines Adapters zwischen Bohrstrangabschnitten mit unterschiedlich dimensionierten Bohrrohren.
  • Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel ist die dritte Wanddicke gleich der zweiten Wanddicke und die Ausdehnung des dritten Abschnitts gleich der Ausdehnung des zweiten Abschnitts. Durch gleiche Wahl der Wanddicken und der Ausdehnungen werden symmetrische Reflexionseigenschaften angepasst an den gewünschte Frequenzbereich realisiert.
  • Ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung ist ein Bohrstrang, mit einer Mehrzahl von Bohrrohren, die mittels der Verbindungselemente miteinander verbunden sind. Weiterhin weist der Bohrstrang einen akustischen Sender auf, der an einem Ende oder benachbart zu dem einen Ende des Bohrstrangs angeordnet ist. Weiterhin weist der Bohrstrang einen akustischen Empfänger auf, der an dem anderen Ende, oder an einem oberen Ende des Bohrstrangs angeordnet ist. Der beschriebene Bohrstrang überträgt Informationen vom akustischen Sender, beispielsweise in der Nähe des Bohrkopfs, zu einem akustischen Empfänger, der sich beispielsweise übertage befindet. Hierbei ermöglicht der beschriebene Bohrstrang eine Datenübertragung mit hoher Datenrate bei großen Tiefen, beziehungsweise großen Entfernungen zwischen Sender und Empfänger. Weiterhin können die beschriebenen Sender und Empfänger auch als Sende- und Empfangseinheiten ausgelegt werden, um eine bidirektionale Kommunikation zu ermöglichen.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Wanddicke der Verbindungselemente größer als die zweite Wanddicke des zweiten Abschnitts und die dritte Wanddicke des dritten Abschnitts. Dadurch, dass die Wanddicke der Verbindungselemente groß gewählt wird, widerstehen die Verbindungselemente großen mechanischen Belastungen, die beispielsweise während eines Bohrprozesses auf die Verbindungselemente wirken.
  • Ein weiteres Ausführungsbeispiel ist ein Verfahren zum Übertragen eines akustischen Signals aus einer Bohrung, mit folgenden Schritten: Bereitstellen eines Bohrstrangs und Senden des akustischen Signals über den Bohrstrang. Hierbei haben die Mehrzahl von Bohrrohren des Bohrstrangs unterschiedliche Längen und die Bohrrohre sind in beliebiger Reihenfolge angeordnet. Das beschriebene Verfahren kann eine simple Nutzung von ungeordnet vorliegenden Bohrrohren zur akustischen Datenübertragung ermöglichen.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist die Längenvariation der Bohrrohre im Bereich von ±0,25m (beispielsweise Bohrrohre mit Längen zwischen 8,894m und 9,394m).Die Einhaltung der beschriebenen Längenvariation ermöglicht, dass eine maximale Signaldämpfung des Bohrstrangs vermieden oder höchstens erreicht werden.
  • Ein Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung ist ein akustisches Datenübertragungssystem für Tiefbohranwendungen mit besonders geeignetem Bohrstrang.
    • Figurenkurzbeschreibung
  • Ausführungsbeispiele gemäß der vorliegenden Erfindung werden nachfolgend Bezug nehmend auf die beiliegenden Figuren näher erläutert. Es zeigen:
    • Fig. 1
    eine schematische Querschnittszeichnung eines Bohrrohrs gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
    Fig. 2A-C
    schematische Darstellungen von Bohrrohren wobei, Fig. 2A ein Bohrrohr ohne elevation upset beschreibt, Fig. 2B ein Bohrrohr mit einem herkömmlichen elevation upset beschreibt und Fig. 2C ein Bohrrohr mit einem erfindungsgemäßen elevation upset beschreibt;
    Fig. 3
    eine schematische Darstellung eines Bohrrohres an dem ein Verbindungselement angeordnet ist und eine Illustration der jeweiligen Querschnittsflächen;
    Fig. 4A-C
    schematische Darstellungen von Bohrsträngen und akustischem Kommunikationssystem gemäß Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung;
    Fig. 5
    Graphen von Übertragungsverhalten von Bohrsträngen im Frequenzbereich in Abhängigkeit der Länge des Bohrstrangs;
    Fig. 6
    Graphen von Übertragungsverhalten im Frequenzbereich von Bohrsträngen umfassend Bohrrohre gemäß Fig. 2A, 2B, beziehungsweise 2C;
    Fig. 7
    Graphen von Übertragungsverhalten im Frequenzbereich von Bohrsträngen umfassend unangepässte Bohrrohre;
    Fig. 8
    Graphen von Übertragungsverhalten im Frequenzbereich von Bohrsträngen in den Bohrrohre unterschiedlich sortiert vorliegen;
    Fig. 9
    schematische Darstellung eines Bohrrohrs gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
    Fig. 10A-D
    schematische Darstellungen von Bohrrohren gemäß wieder weiteren Ausführungsbeispielen der Erfindung;
    Fig. 11A-C
    schematische Darstellung von Bohrrohren und Verbindungen von Bohrrohren.
    Detaillierte Beschreibung der Ausführungsbeispiele
  • Fig. 1 zeigt ein Bohrrohr 100 gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Bohrrohr 100 weist in einem ersten Abschnitt 110 eine erste Wanddicke D1 115 auf. In einem zweiten Abschnitt 120 weist das Bohrrohr 100 eine zweite Wanddicke D2 124 auf. Des Weiteren ist die Ausdehnung des zweiten Abschnitts 120 entlang des Bohrrohrs 100 in der Länge gleich Leu2 126. In einem dritten Abschnitt 130 weist das Bohrrohr 100 eine dritte Wanddicke D3 134 auf. Des Weiteren ist die Ausdehnung des dritten Abschnitts 130 entlang des Bohrrohrs 100 in der Länge gleich Leu3 136. Im Weiteren werden der zweite und dritte Abschnitt 120, 130 jeweils auch als elevation upset bezeichnet.
  • Zur Übertragung des akustischen Signals in einem festgelegten Frequenzbereich über das Bohrrohr 100 sind die Ausdehnungen Leu2 126 und Leu3 136 abhängig von einer Wellenlänge λ des Wellenlängenbereichs des zu übertragenden akustischen Signals gewählt. Die Wellenlänge λ des akustischen Signals ist invers proportional zu der Frequenz f des Signals, das heißt λ = c/f, wobei c die Schallgeschwindigkeit des Mediums ist. Die Wahl der Ausdehnungen Leu2 126 und Leu3 136,abhängig von der Wellenlänge λ, insbesondere zu einem Viertel der Wellenlänge λ/4 (siehe λ/4-Transformator), verringert Filterverluste entlang des Bohrrohrs die auf das zu übertragende Signal wirken. Insbesondere sind diese Filterverluste dadurch reduziert, da die beschriebene Wahl der Ausdehnungen 126 und 136 bevorzugt zu konstruktiven Interferenzen im genutzten Frequenzbereich in Ausbreitungsrichtung führen, beziehungsweise destruktive Interferenzen vermieden werden, die zu einer kompletten Unterdrückung gewisser Frequenzbereiche führen können. Des Weiteren sind die beschriebenen Wanddicken D2 124 und D3 134 des elevation upsets 120, 130 größer als die Wanddicke D1 115. Hierdurch wird eine Anpassung an Verbindungselemente, die an dem elevation upset 120, 130 angeordnet sein können und eine größere Wanddicke als die Abschnitte 110, 120 und 130 aufweisen, ermöglicht. Insbesondere bedeutet Anpassung hier, dass für bestimmte Frequenzbereiche die Sprungstellen der radialen Querschnittsfläche zu derartigen Reflektionen des akustischen Signals führen, dass es zu vollständiger destruktiver Interferenz entgegen der Ausbreitungsrichtung kommt. Die beschriebenen Sprungstellen entstehen im Übergang zwischen herkömmlichen Bohrrohren und daran optional angeordneten Verbindungselementen auf Grund der beschriebenen unterschiedlichen Bewandungsdicken von Bohrrohr und Verbindungselement. Mittels des beschriebenen elevation upset, wird die Querschnittsfläche des Bohrrohrs in dem Bereich erhöht, benachbart zu dem ein Verbindungsstück angebracht werden kann, um Reflexionen einer zusätzlichen Reflexionsstelle zu erzeugen, die für einen bestimmten Frequenzbereich und überlagert mit den restlichen Reflexionen zu einer destruktiven Interferenz entgegen der Ausbreitungsrichtung führen.
  • Fig. 2A zeigt eine schematische Darstellung eines Bohrrohrs 200a, ohne einen zweiten Abschnitt beziehungsweise elevation upset, an dem ein Verbindungselement 250, auch tool-joint genannt, angeordnet ist. Das Verbindungselement weist einen höheren Außendurchmesser als das Bohrrohr auf, wodurch an der Verbindungsstelle ein großer Sprung der Querschnittsfläche entsteht, der Reflektionen des akustischen Signals bewirkt.
  • Fig. 2B zeigt eine schematische Darstellung eines Bohrrohres 200b an dem ein Verbindungselement 250 angeordnet ist, wobei das Bohrrohr einen herkömmlichen elevation upset 210b aufweist. Das elevation upset 210b führt ein gewisse Anpassung herbei, da die Sprünge an den Übergängen Bohrrohr-elevation upset und elevation upset-Verbindungselement geringer sind als der Sprung in Fig. 2A. Bezüglich seiner Ausdehnung und Dicke ist aber der elevation upset 210b so ausgelegt, dass eine gute Handhabung des Bohrrohrs durch ein Greifwerkzeug ermöglicht ist, für eine verbesserte Übertragung in dem Frequenzbereich des akustischen Signals ist der elevation upset nicht vorgesehen und auch nicht ausgelegt.
  • Fig. 2C zeigt eine schematische Darstellung eines Bohrrohrs 200c gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung, an dem ein Verbindungselement 250 angeordnet ist. Das Bohrrohr 200c weist einen elevation upset 210c auf, dessen Ausdehnung Leu 220 gemäß einem Viertel einer Wellenlänge des Wellenlängenbereichs des akustischen Signals gewählt ist. Weiterhin sind akustische Wellenwiderstände proportional zu der Querschnittsfläche des Mediums senkrecht zur Ausbreitungsrichtung der Welle, und daher ist ein weiterer Aspekt die Anpassung der Querschnittsflächen zur Reduktion der effektiven Reflektion. Hierzu wird die Querschnittsfläche Feu 230, des elevation upsets 210c, mittels der Wanddicke so ausgelegt, das ein akustischer Wellenwiderstand realisiert wird, der der Quadratwurzel des Produkts der Wellenwiderstände des Bohrrohrs ohne elevation upset und dem Verbindungselement entspricht, d.h. Z eu = Z pipe ⋅ Z jo int .
    Figure imgb0002
     Durch diese Dimensionierung wird gewährleistet, dass die Reflexionen an den beiden Enden eines elevation upsets, d. h. an den Enden von Abschnitt 2 und Abschnitt 3, gleich sind.
  • Das beschriebene Verhältnis von Querschnittsflächen ist in Fig. 3 illustriert anhand des Bohrrohrs 310 und des Verbindungselements 320. Die jeweiligen radialen Querschnittsflächen 315 und 325 sind dargestellt und abhängig von dem Verhältnis ihrer Flächeninhalte ist das Verhältnis der akustischen Wellenwiderstände von Zjoint/Zpipe ≈ 3,5. Ein Wert des Verhältnisses nahe 1 kennzeichnet eine gute Anpassung. Durch Einfügen des elevation upsets 210c in Fig. 2C wird die Anzahl der Sprungstellen größer und die Verhältnisse der Wellenwiderstände an den Sprungstellen werden Werte annehmen, die näher an 1 liegen als ohne den elevation upset 210c, womit im Mittel per se schon eine bessere Anpassung und damit geringere Reflexionen erzielt werden. Der wesentliche Anteil zu einer guten Anpassung erfolgt mit einer gezielten Beeinflussung der richtungsabhängigen Interferenzen.
  • Fig. 4A zeigt einen Bohrstrang 400a, der aus einer Mehrzahl der beschriebenen Bohrrohre 100 oder 200c besteht. Der Bohrstrang 400a ist an einem Bohrturm 410 befestigt, um eine Tiefenbohrung auszuführen. Der Bohrstrang 400a weist einen Bohrkopf 402, eine Sendeeinheit 404a, die beispielsweise benachbart zum Bohrkopf 402 angeordnet ist, sowie eine Empfangseinheit 406a auf, die oberhalb eines Bohrtisches 408 angeordnet ist. Der Bohrtisch weist eine Zange auf, die den Anbau weiterer Bohrrohre an den Bohrstrang 400a ermöglicht. Zwischen der Sendeeinheit 404a besteht ein unidirektionaler Kanal entlang des Bohrstrangs, über den mittels akustischer Signale, Daten an die Empfangseinheit 406a gesendet werden. Die Daten der Empfangseinheit 406a können beispielsweise per Funk an einen Rechner 415a übermittelt werden. Die Übertragung per Funk ist bevorzugt bei Anordnung der Empfangseinheit 406a an einem oberen Ende des Bohrstrangs 400a, da dieser sich in einem Bohrprozess drehen kann. Durch Einsatz der Bohrrohre 100, oder 200c kann ein verlässlicher akustischer Kanal in einem festgelegten Frequenzbereich des akustischen Signals, gesendet durch den Sender 404a, erreicht werden. Insbesondere können durch die Ausstattung der beschriebenen Bohrrohre mit dem zweiten und dem dritten Abschnitt Reflexionen des Signals, die zu destruktiver Interferenz in Ausbreitungsrichtung führen, vermieden werden.
  • Fig. 4B zeigt einen Bohrstrang 400b mit den entsprechenden Merkmalen des Bohrstrangs 400a, der an einem Bohrturm 410 befestigt ist. Der Bohrstrang 400b weist eine Sendeund Empfangseinheit 404b auf, die beispielsweise benachbart zu dem Bohrkopf 402 angeordnet ist. Des Weiteren weist der Bohrstrang 400b eine weitere Sende- und Empfangseinheit 406b auf, die Daten über den akustischen Kanal, bzw. den Bohrstrang 400b, von der Sende- und Empfangseinheit 404b erhält. Weiterhin kann die Sende- und Empfangseinheit 406b Daten an die Sende- und Empfangseinheit 404b übermitteln, womit eine bidirektionale Kommunikation ermöglicht wird. Da die Sende- und Empfangseinheit 406b bevorzugt benachbart zu dem oberen Ende des Bohrstrangs 400b unter dem Bohrtisch 408 angebracht ist, bietet sich für eine Übermittlung der Daten an einen Rechner 415b bevorzugt eine kabelgebundene Übertragung an. Weiterhin ist die kabelgebundene Verbindung bevorzugt, da die in Fig. 4B dargestellt Kommunikation bevorzugt stattfindet wenn das Bohrrohr 400b sich in Ruhe befindet und mittels der Zange im Bohrtisch 408 festgehalten wird. Des Weiteren kann mittels der Kabelverbindung eine Energieversorgung für die Sende- und Empfangseinheit 406b bereitgestellt werden. Hinzukommend kann die Sende- und Empfangseinheit 406b bevorzugt genutzt werden wenn der Bohrstrang sich in Ruhe befindet, also kein Bohrprozess stattfindet, hierbei bietet siche eine störsichere kabelgebundene Übetragung vorteilhaft an.
  • In Fig. 4C ist ein Bohrstrang 400c dargestellt, der hinsichtlich seiner Funktionalität eine Kombination der beiden Bohrstränge 400a und 400b darstellt. Sowohl eine unidirektionale Verbindung mittels der Empfangseinheit 406a sowie eine bidirektionale Verbindung mittels der Sende- und Empfangseinheit 406b zur Sende- und Empfangseinheit 404c ist hiermit möglich. Die Empfangseinheit 406a und die Sende- und Empfangseinheit 406b ermöglichen eine Kombination der Konzepte, die in Fig. 4A und Fig. 4B dargestellt wurden, und kommunizieren entsprechend mit einer Rechnereinheit 415c. Der beschriebene Bohrstrang 400c ermöglicht einen robusten Empfang von Daten aus der Sende- und Empfangseinheit 404a über den unidirektionalen Kanal, beispielsweise während eines Bohrprozesses. Der bidirektionale Kanal, der durch die Sende- und Empfangseinheit 404b genutzt wird, kann beispielsweise genutzt werden um große Datenmengen während einer Unterbrechung eines Bohrprozesses an die Sende- und Empfangseinheit 406b zu übermitteln.
  • Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird ein Datenübertragungssystem genutzt um mittels akustischer Wellen entlang des Bohrstrangs, z. B. vorteilhaft zusammen mit dem Modulationsformat OFDM, Daten von untertage nach übertage zu transportieren. Dabei sind grundsätzlich zwei Betriebsarten zu unterscheiden.
    1. 1. Datenübertragung während des Bohrprozesses, die durch zusätzliche Störgeräusche erheblich beeinträchtigt wird. Um diesen schwierigen Randbedingungen gerecht zu werden, muss eine sehr robuste Übertragungsmethode benutzt werden, wie z. B. die in [3] eingeführte, sehr robuste, breitbandige, unidirektionale OFDM-Übertragungsmethode. Dieses Übertragungsverfahren erlaubt Datenraten im Bereich von wenigen bit/s bis über 100 bit/s, je nach Parametersatz. Der Empfänger 406a kann z. B. als Manschette um das letzte Bohrrohr gelegt und über WLAN mit einem Terminalrechner verbunden werden.
    2. 2. Datenübertragung während des Stillstands des Bohrstrangs, der sich z. B. dann ergibt, wenn eine weitere Bohrstange, oder Bohrrohr, angebaut werden soll. Dazu wird im Allgemeinen die Spannzange im Bohrtisch 408 betätigt, um den restlichen Bohrstrang festzuhalten. Zusammen mit dieser Spannzange am Bohrtisch können vorteilhaft auch akustische Sender und Empfänger 406b an den Bohrstrang 400b,c angepresst werden. Da nun weder gebohrt, noch die Spülung betrieben wird, sind die Störgeräusche gering und es kann eine hochratige Übertragung mit der Untertagestation aufgebaut werden, wie z. B. die in [4] beschriebene, adaptive, bidirektionale OFDM-Übertragung, wobei Datenraten bis zu einigen kbit/s erzielt werden können.
  • Beide Verfahren zur Datenübertragung können vorteilhaft miteinander verbunden werden und erlauben somit eine höhere, mittlere Gesamtdatenrate und eine nahezu unterbrechungsfreie Datenübertragung. Die Figuren 4A-C zeigen schematisch die drei möglichen Datenübertragungssysteme.
  • Für ein System nach Fig. 4C kann die Auswahl, welches der Kommunikationssysteme gerade aktiv sein soll, z. B. anhand der Empfangssignale der Untertagestation 404c festgelegt werden. Während des robusten, unidirektionalen Modus, bei dem eigentlich kein Rückkanal vorgesehen ist, wird dazu in der Untertagestation 404c periodisch der Sender ausgeschaltet und der Empfänger abgefragt, damit, falls entsprechende Befehle von der Übertagestation 406b gesendet und an der Untertagestation 404c empfangen werden, in den bidirektionalen Modus umgeschaltet werden kann. Sollten dagegen während des bidirektionalen Betriebs über einen längeren Zeitraum keine Steuerbefehle mehr an der Untertagestation 404c ankommen oder andere, vorher definierte Kriterien vorliegen, z. B. starke Störsignale, so schaltet die Untertagestation 404c von selber in den robusten, unidirektionalen Modus um. Die Rechnereinheit 415c an der Übertagestation 406b oder 406a kann dabei an bestimmten Kriterien der Empfangssignale (z. B. Art der Beladung oder Piloten) erkennen, welcher Modus gerade von der Untertagestation 404c gesendet wird und entsprechende Empfangsroutinen einsetzen. Um die Betriebssicherheit noch weiter zu erhöhen, ist denkbar, dass wichtige Systembefehle zusätzlich mit anderen Technologien übertragen werden, z. B. über die Spülung mit der mud-pulse Telemetrie.
  • Für viele Tiefbohranwendungen wird die Reichweite des Kommunikationssystems nicht ausreichen. Wird jedoch ein Bohrstrang gemäß Ausführungsbeispielen der Erfindung eingesetzt, der mittels Bohrrohren 100 oder 200c gemäß Ausführungsbeispielen der Erfindung gewonnen werden kann, werden die Kanaleigenschaften für eine akustische Übertragung deutlich verbessert und insbesondere die Reichweiten der Datenübertragungsverfahren der Systeme in Figuren 4A-C wesentlich größer.
  • Fig. 5 zeigt Messungen von Betragsfrequenzgängen 500a bis 500g akustischer Kanäle, die über einen Bohrstrang realisiert sind, beispielsweise die Bohrstränge 400a-c [1]. Die Länge der Bohrstränge steigt von dem Betragsfrequenzgang 500a, beginnend bei 520 m, zum Betragsfrequenzgang 500g jeweils um 260 m an, womit eine maximale Bohrstranglänge von 2030 m erreicht wird. Messungen der Kanaleigenschaften deuten darauf hin, dass die Dämpfung des akustischen Kanals aufgrund von Materialdämpfung mit der Frequenz ansteigt, in anderen Worten das Material des Bohrrohrs hat Tiefpasscharakteristik.
  • Ein günstiger Frequenzbereich zur Übertragung von Daten ergibt sich, wenn der Bohrstrang transparent wird, d. h. in diesem Frequenzbereich wirkt dann nur noch seine Materialdämpfung, die Filterdämpfung aufgrund seiner zahlreichen Fabry-Perot-Resonatoren, gebildet durch die sich ständig abwechselnden pipe- und tool-joint-Bereiche, ist dann vernachlässigbar, wobei ein tool-joint ein Verbindungselement bezeichnet und ein pipe ein Bohrrohr. Transparenz wird z. B. erreicht, wenn die Fabry-Perot-Resonatoren der kürzeren, zusammengeschraubten tool-joint Verbinder (vgl. Verbindungselement 250) gerade in Resonanz sind [5]. Insofern lässt sich jeder beliebige Frequenzbereich dadurch anpassen, dass die tool joint Verbinder eine entsprechende Länge annehmen (z. B. je λ/4, also zusammengeschraubt λ/2), was aber zu langen tool joint Verbindern fürht, aber für spezielle Bohrrohre denkbar ist. Auch ist die Reichweite und die Bandbreite nicht so groß wie bei der Lösung mit einem zusätzlichen elevation upset. Für einen typischen Bohrstrang ohne elevation upset, der dem zweiten oder dritten Abschnitt des Bohrrohrs entspricht, ist dies im Bereich von 5000 Hz bis 6000 Hz der Fall. Mit einem typischen elevation upset liegt diese Resonanz immer noch in diesem Bereich, wird aber spektral breiter. Dabei bezeichnet ein elevation upset einen verstärkten Bereich hinter jedem tool-joint-Verbinder eines Bohrrohrs, der ein robusteres Hantieren mit den Bohrrohren erlaubt.
  • Messungen der Kanaleigenschaften deuten darauf hin, dass die akustische Materialdämpfung mit der Frequenz ansteigt (vgl. Fig. 5). Simulationen und Messungen haben außerdem gezeigt, dass die Dämpfung aufgrund von Schwankungen der Länge der Bohrrohre ebenfalls mit der Frequenz größer wird [6]. Insofern werden sich kleinere akustische Frequenzen zur Datenübertragung über sehr große Strecken besser eignen als hohe akustische Frequenzen. Dies wird besonders deutlich im Betragsfrequenzgang 500g, da oberhalb von ca. 3000 Hz keine signifikante Durchlässigkeit, oder Transparenz, des Kanals mehr feststellbar ist.
  • Dem entgegen stehen aber die Eigenschaften eines Senders, der beliebig tiefe Frequenzen nicht mit genügender akustischer Leistung im Bohrrohr erzeugen kann und der für kleinere Frequenzen auch besonders nichtlinear wird, was die Qualität der Übertragung verschlechtert oder ganz unmöglich macht. Insofern ist ein Bereich von beispielsweise 500 Hz bis 2000 Hz günstig für eine akustische Datenübertragung und es wäre vorteilhaft dort einen transparenten, beziehungsweise durchlässigen, Bereich zu erzeugen.
  • Gemäß Ausführungsbeispielen ist der elevation upset in besonderer Weise dimensioniert, so dass sogar die Frequenzen, an denen der Bohrstrang transparent wird, in weiten Teilen bestimmt und eingestellt werden kann. Dabei entspricht die Dimensionierung der eines λ/4 Transformators, der aus der Mikrowellentechnik bekannt ist. D. h. die Länge Leu des elevation upset ergibt sich aus der gewünschten Frequenz, genauer zu λ/4 davon, und der Wellenwiderstand zu Z eu = Z pipe ⋅ Z jo int ,
    Figure imgb0003
     wobei Zpipe bzw. Zjoint den akustischen Wellenwiderstand des pipe- bzw. joint-Bereiches bezeichnen. Der akustische Wellenwiderstand ist dabei in etwa proportional zur Querschnittsfläche des jeweils betrachteten Abschnitts des Bohrrohrs, z. B ist die Querschnittsfläche Feu des elevation upset in etwa proportional zum Wellenwiderstand Zeu [7].
  • Fig. 6 zeigt simulierte Betragsfrequenzgänge unterschiedlicher Bohrstränge. Der Betragsfrequenzgang 600a ist charakteristisch für einen Bohrstrang, der aus Bohrrohren 200a gebildet wird ohne elevation upset. Die horizontale Linie 610 kennzeichnet eine Empfängersensitivität oder Empfängerempfindlichkeit, d. h. Frequenzanteile deren Betrag unterhalb dieser Linie liegen, können von einem Empfänger nicht empfangen werden.
  • Der Betragsfrequenzgang 600a zeigt in einem besonders für Datenübertragung geeigneten Frequenzbereich von beispielsweise 500 Hz bis 2000 Hz keinen nennenswerten Betrag auf. Frequenzen unter 500 Hz sind für die Übertragung innerhalb eines Bohrstrangs weniger geeignet, da sie stark durch Bohrgeräusche überlagert werden. Frequenzen oberhalb von 2000 Hz wiederum erleiden durch die starke Materialdämpfung des Bohrstrangs eine zu hohe Dämpfung, um effektiv für Kommunikation genutzt werden zu können. Daher ist der mit Betragsfrequenzgang 600a charakterisierte Bohrstrang weniger für eine robuste Kommunikation geeignet.
  • Betragsfrequenzgang 600b beschreibt einen Bohrstrang, bei dem Bohrrohre 200b, die einen elevation upset aufweisen, verwendet werden, der elevation upset jedoch nicht an den Wellenlängenbereich, der dem Frequenzbereich von 500 bis 2000 Hz entspricht, angepasst ist. Diese sogenannte Fehlanpassung zeigt sich durch eine Verstärkung der Anteile im Frequenzbereich oberhalb von 3500 Hz im Vergleich zum Betragsfrequenzgang 600a.
  • Der Betragsfrequenzgang 600c beschreibt einen Bohrstrang, der aus Bohrrohren 200c besteht, die den beschriebenen elevation upset aufweisen. Der Betragsfrequenzgang 600c zeigt, dass ein solcher Bohrstrang in dem Frequenzbereich von 500 Hz bis 2000 Hz einen signifikanten Betrag, der größer als die Empfängersensitivität 610 ist, aufweist. Hierdurch kann eine akustische Kommunikation über den Bohrstrang in dem betrachteten Frequenzbereich sichergestellt werden.
  • In Fig. 6 wurde ein Bohrstrang, bestehend aus 600 30'-Bohrrohren, Länge ≈ 5,5 km, Dämpfung aBS= 20 dB/km, Wellengeschwindigkeit vAW= 5130 m/s, simuliert, wobei die drei Fälle nach Fig. 2 untersucht wurden. Ergebnisse dazu zeigt Fig. 6, wobei die Linie 610 einer typischen Empfängerempfindlichkeit entsprechen soll, d. h. alle Spektralanteile, bei denen die Kanalcharakteristik oberhalb der Linie 610 liegt, können empfangen werden, alle anderen nicht.
  • Ist kein elevation upset am Bohrrohr vorhanden 200a, ergibt sich im gewünschten Zielbereich (500 - 2000 Hz) kein erfolgreicher Empfangsbereich, siehe Betragsfrequenzgang 600a. Dies ändert sich auch nicht mit einem typisch dimensionierten elevation upset, entsprechend Bohrrohr 200b, obwohl der erfolgreiche Bereich größer wird, siehe Betragsfrequenzgang 600b. Wird dagegen der elevation upset auf 0,8 m verlängert und die Dicke entsprechend einem λ/4-Transformator gewählt, entsprechend Bohrrohr 200c, ergibt sich ein transparenter Bereich im Zielbereich, siehe Betragsfrequenzgang 600c (λ/4=0,8 m → 1600 Hz).
  • Des Weiteren sind die Betragsfrequenzgänge in Fig. 6 Simulationsergebnisse für die Kanalcharakteristiken eines Bohrstrangs aus 600 Bohrrohren der Länge 30' (30' ≈ 9,14 m, d. h. insgesamt 5486 m; Linie 610 =typische Empfindlichkeit eines Empfängers):
    • 600a: ohne elevation upset;
    • 600b: mit typischem elevation upset (Leu=25 cm, Zeu/Zpipe=1,5);
    • 600c: mit optimiertem elevation upset (Leu=80 cm, Z eu = Z pipe ⋅ Z jo int
      Figure imgb0004
      ).
  • Fig. 7 zeigt Betragsfrequenzgänge 700a und 700b unterschiedlicher Bohrstränge auf.
  • Der Betragsfrequenzgang 700a charakterisiert einen Bohrstrang, der aus Bohrrohren 710a besteht die einen elevation upset aufweisen deren Ausdehnung entsprechend der Wellenlänge gewählt wurde, aber ihre Wanddicken nicht vorteilhaft gewählt sind. Dadurch bleibt der Betragsfrequenzgang 700a in dem Bereich von 500 Hz bis 2000 Hz unterhalb der Empfängersensitivität 610.
  • Die Betragsfrequenzgänge 720b und 730b in Graph 700b, charakterisieren Bohrstränge, deren Bohrrohre elevation upsets aufweisen, die weder in der Länge, also in der Ausdehnung noch in der Wanddicke vorteilhaft gewählt sind. Dies hat zur Folge, dass in dem Bereich von 500 Hz bis 2000 Hz kein nennenswerter Betrag über der Empfängersensitivität 610 erkennbar ist und somit kaum eine Datenübertragung in diesem Frequenzbereich realisierbar ist.
  • Fig. 8 zeigt Graphen 800a-c, die jeweils simulierte Betragsfrequenzgänge unterschiedlicher Bohrstränge zeigen. Der Betragsfrequenzgang 810a in Graph 800a charakterisiert einen Bohrstrang, der aus Bohrrohren besteht, die elevation upsets an ihren Enden aufweisen, wobei die Bohrrohre alle die gleiche Länge aufweisen. Betragsfrequenzgang 820a beschreibt einen Bohrstrang, der sich von dem durch Betragsfrequenzgang 810a beschriebenen Bohrstrang dadurch unterscheidet, dass die Bohrrohre um bis zu 0,5 m und die Verbindungselemente um bis zu 1 cm in ihrer Länge variieren können. Des Weiteren sind die Bohrrohre in dem durch den Betragsfrequenzgang 820a beschriebenen Bohrstrang entsprechend ihrer Länge angeordnet. Der Betragsfrequenzgang 830a beschreibt einen Bohrstrang, der dem Bohrstrang entspricht, der mit dem Betragsfrequenzgang 820a beschrieben ist, wobei die einzelnen Bohrrohre ungeordnet bezüglich ihrer Länge im Bohrstrang angeordnet sind. Es ist ersichtlich, dass der Betragsfrequenzgang 810a den größten Anteil oberhalb der Empfängersensitivität 610 aufweist. Weiterhin bietet der sortierte Bohrstrang beschrieben durch den Betragsfrequenzgang 820a ebenfalls einen signifikanten Anteil in dem Bereich von 500 Hz bis 2000 Hz über der Empfängersensitivität 610. Der durch den Betragsfrequenzgang 830a beschriebene Bohrstrang mit unsortiert vorliegenden Bohrrohren bietet nur einen geringen spektralen Bereich an, in dem der Betrag größer als die Empfängersensitivität 610 ist. Zusammenfassend kann durch Sortierung herkömmlicher Bohrrohre eine bessere Kanalcharakteristik erreicht werden.
  • Graph 800b beinhaltet Betragsfrequenzgänge 810b, 820b und 830b, die analog sind zu den Betragsfrequenzgängen 810a, 820a und 830a. Die beschriebenen Bohrstränge unterscheiden sich allein dadurch, dass die verwendeten Bohrrohre elevation upsets aufweisen, die an den Frequenzbereich von 500 Hz bis 2000 Hz angepasst sind entsprechend Bohrrohr 200c. Die Betragsfrequenzgänge 810b, 820b und 830b bieten in dem Frequenzbereich von 500 Hz bis 2000 Hz eine ähnliche Übertragungscharakteristik an. Hiermit kann zusammenfassend gesagt werden, dass ein Bohrstrang, der aus den beschriebenen Bohrrohren 200c besteht, keiner Sortierung der Bohrrohre nach Länge bedarf, um eine vorteilhafte Übertragungscharakteristik aufzuweisen.
  • In Graph 800c sind Betragsfrequenzgänge 810c, 820c und 830c aufgetragen. Die Betragsfrequenzgänge 810c, 820c und 830c sind analog zu den Betragsfrequenzgängen 810b, 820b und 830b, wobei die Gesamtbohrstranglänge verdoppelt wurde. Hierdurch steigt die Gesamtdämpfung des Kanals um ca. 60 dB, wodurch in dem betrachteten Bereich von 500 Hz bis 2000 Hz nur noch eine Übertragung mit geringer Datenrate möglich ist.
  • Für kürzere Bohrstranglängen ergeben sich deutliche Vorteile durch Sortierung bei konventionellen Bohrrohren, siehe Graph 800a. Nimmt man Längenvariation der Elemente eines Bohrstrangs an, so zeigt sich, dass der Bohrstrang basierend auf Bohrrohren 200c mit dem optimierten elevation upset wesentlich toleranter gegenüber diesen Längenschwankungen ist, verglichen zu dem Bohrstrang basierend auf Bohrrohren 200b, der mit den typischen elevation upset ausgestattet ist, was z. B. in Graphen 800a und 800b gut zu sehen ist. Die angenommenen Variation der pipe, bzw. Bohrrohre, ist für die Simulationszwecke auf 0,5m und für die tool joint, bzw. Verbindungselement, Länge auf 1cm beschränkt, jeweils gleichverteil. Die Variationen können in der Realität beispielsweise Herstellungstoleranzen sein. Längenänderungen ergeben sich aber auch aufgrund der enormen Zug- und Druckkräfte, abhängig von der Position des Bohrrohrs im Bohrstrang, und den von der Tiefe abhängigen Temperaturen, die ca. um 30°C pro 1000 m zunimmt.
  • Fig. 8 zeigt Simulationsergebnisse für die Kanalcharakteristik eines Bohrstrangs aus 300 Bohrrohren der Länge 30' (30'≈ 9,14 m, d. h. insgesamt etwa 2750 m; Linie 610 =typische Empfindlichkeit eines Empfängers):
    • 800a: mit typischem elevation upset (Leu=25 cm, Zeu/Zpipe=1,87);
    • 800b: mit optimiertem elevation upset (Leu=80 cm, Zeu=sqrt(Zpipe*Zjoint));
    • 800c: wie 800b, aber für 600 Bohrrohre.
    Für die Kurven 810a-c wurden keine Längenschwankungen angenommen, wohingegen bei den Kurven 820a-c und 830a-c die pipe Länge um maximal 0,5 m und die tool joint Länge um maximal 1 cm jeweils schwanken dürfen (gleichverteilt). Die Kurven 820a-c ergeben sich, wenn die Bohrrohre der Länge nach sortiert in den Bohrstrang eingebaut werden.
  • Fig. 9 zeigt ein Bohrrohr 900, das dem Bohrrohr 100 entspricht und hinzukommend Verbindungselemente 922 und 932 an den Enden des Rohrs 100 aufweist, die benachbart zu den elevation upsets 120 und 130 angeordnet sind. Die elevation upsets 120 und 130 sind so gewählt, dass ihr akustischer Wellenwiderstand gleich der Quadratwurzel des Produkts der Wellenwiderstände des ersten Abschnitts 110 und des Verbindungselements 922 oder 932 ist. Des Weiteren weist das Verbindungselement 922 ein Innengewinde und das Verbindungselement 932 ein Außengewinde auf. Innerhalb eines Bohrstrangs bietet das Bohrrohr 900 die Möglichkeit für einen bestimmten Frequenzbereich die Entstehung von Reflexionen an beiden Enden des Bohrrohrs zu vermeiden oder zu unterdrücken.
  • In Fig. 10A-D werden schematische Längsschnitte von unterschiedlichen Bohrrohren gemäß Ausführungsbeispielen der vorliegenden Erfindung gezeigt. Dabei wird immer nur eine Anschlussseite gezeigt. Eine beliebige Mischung der verschiedenen Ausführungsformen an den beiden Seiten ist möglich und entspricht einem Adapter.
  • Fig. 10A zeigt einen schematischen Querschnitt eines Bohrrohrs 1000a, das einen ersten Abschnitt 110 und einen zweiten Abschnitt 1020a aufweist. Des Weiteren weist der erste Abschnitt 110 eine Wanddicke D1 auf die kleiner ist als die Wanddicke D2 des zweiten Abschnitt 1020a und der zweite Abschnitt 1020a weist einen geringeren Innendurchmesser d2 als der erste Abschnitt 110 mit d1 auf. Weiterhin weist der zweite Abschnitt 1020a eine Ausdehnung entlang des Bohrrohrs 1000a auf, der einem Viertel der Wellenlänge des zu übertragenden akustischen Signals entspricht. Durch das beschriebene Ausführungsbeispiel kann eine gewünschte Anpassung erzielt werden ohne die äußere Form des Bohrrohrs zu verändern.
  • Fig. 10B zeigt einen schematischen Querschnitt eines Bohrrohrs 1000b entsprechend dem Bohrrohr 1000a, wobei der zweite Abschnitt 1020b im Vergleich zum zweiten Abschnitt 1020a des Bohrrohrs 1000a einen vergrößerten Außendurchmesser aufweist. Das beschrieben Ausführungsbeispiel ist vorteilhaft um eine Flächenvergrößerung auf die Innenseite und die Außenseite des Bohrrohrs 1000b zu verteilen.
  • Fig. 10C zeigt einen schematischen Querschnitt eines Bohrrohrs 1000c entsprechend dem Bohrrohr 100. Der zweite Abschnitt des Bohrrohrs 1020c des Bohrrohrs 1000c weist einen sich stufenförmigen verjüngenden Verlauf von der Wanddicke D2 des zweiten Abschnitts 1020c zu der Wanddicke D1 des ersten Abschnitts 110. Das beschriebene Ausführungsbeispiel ist vorteilhaft da Sprungstellen in der Wanddicke durch den stufenförmigen Verlauf verkleinert werden, zusätzlich erzeugte Interferenzen benutzt werden können, um die Anpassung zu verbessern, und eine gute Handhabbarkeit des Bohrrohrs für ein Greifwerkzeug gewährleistet wird. Da außerdem mindestens zwei Stufen vorhanden sind, können, analog zur Mikrowellentechnik, die Längen und Höhen der Stufen nach verschiedenen Kriterien festgelegt werden, z. B. nach Tschebyscheff Polynomen, um den Übergang weiter zu optimieren.
  • Fig. 10D zeigt einen schematischen Querschnitt eines Bohrrohrs 1000d, entsprechend dem Bohrrohr 100. Der zweite Abschnitt des Bohrrohrs 1020d des Bohrrohrs 1000d weist einen sich linear verjüngenden Verlauf von der Wanddicke D2 des zweiten Abschnitts 1020d zu der Wanddicke D1 des ersten Abschnitts auf. Das beschriebene Ausführungsbeispiel reduziert Sprungstellen auf ein Minimum womit ebenfalls Reflexionen stark gedämpft oder gänzlich vermieden werden können. Entsprechend zur Mikrowellentechnik können auch andere funktionale Zusammenhänge für den Verlauf des Wellenwiderstandes vorteilhaft sein, z. B. ein exponentieller Verlauf, der dazu benutzt werden kann, die Bandbreite noch weiter zu vergrößern.
  • Zum besseren Verständnis werden im Folgenden, in Figuren 11A-C, 3 mögliche Verbindungen von Bohrrohren, 1100a-c, betrachtet und ihren Zusammenhang zur Phasenlage der Reflexionen diskutiert.
  • Würde man zwei Bohrrohre entsprechend dem Bohrrohr 1100a in Fig. 11A zusammenschrauben, so erhielte man eine Anordnung gemäß Anordnung 1110a. Da aber nun der Wellenwiderstand einmal von klein nach groß und einmal von groß nach klein wechselt, ist die Reflexion einmal gleichphasig (positiv) und einmal gegenphasig (negativ; r=(Z2-Z1)/(Z1+Z2) ). Da der zusätzliche Umweg der hinteren Reflexion um zwei Mal λ/4 bewirkt, dass beide Reflexionen wieder gleichphasig werden, wird die gesamte Reflexion maximal (Mehrfachreflexionen vernachlässigt). D. h. mit einem Bohrrohr 1100a entsprechend der Fig. 11A kann kein Bohrstrang aufgebaut werden, der bei einer Frequenz von f=c/λ besonders gut überträgt.
  • Die genannte maximale Reflektion wird behoben, d. h. die Reflexion wird minimal, wenn am anderen Ende des Bohrrohrs die gleiche Verdickung vorgesehen wird wie am ersten Ende, siehe Bohrrohr 1100b in Fig. 11B, denn dann wird die Verdickung des verschraubten Bohrrohrübergangs λ/2 lang (Anordnung 1110b). Dies entspricht dem Fall, dass man die tool-joint Bereiche gleich so lang macht, dass ihre erste Resonanzfrequenz im gewünschten Frequenzbereich liegt. Dazu müssten jedoch die Tool-Joints, die relativ dick sind, etwa dreimal länger werden, so dass diese Möglichkeit für herkömmliche Bohrrohre ausscheidet, da sie zu schwer werden würden. Für spezielle Bohrrohre, die auch immer verwendet werden müssen, wäre dies dagegen denkbar.
  • Mit einem elevation upset, der in einem bevorzugten Fall eine Länge von λ/4 hat, ergibt sich das Bohrrohr 1100c in Fig 11C. Dabei ergibt sich immer die minimale Reflexion, da die Reflexionen an beiden Enden des λ/4-Transformators entweder beide positiv oder beide negativ, also gleichphasig, sind (die Ausbreitungsrichtung entscheidet über das Vorzeichen).
  • Mit dem hier gewählten Ansatz kann sowohl eine Lösung ohne elevation upset (Fig. 11B; λ/2-Resonanz der zusammen-geschraubten tool joints), als auch eine Lösung mit elevation upset (Fig. 11C; λ/4-Transformator) beschrieben werden. Damit ist auch der Fall eingeschlossen, dass mit einem entsprechenden Adapter, Bohrrohrbereiche mit elevation upset mit Bohrrohrbereichen ohne elevation upset für einen bestimmten Frequenzbereich optimal gekoppelt werden.
    • Weitere Aspekte und Schlussfolgerung
  • Ohne den optimierten elevation upset ist im Zielbereich (500 Hz - 2000 Hz) für längere Bohrstränge schon nahezu kein Empfang mehr möglich, während mit dem optimierten elevation upset, beispielsweise erzielt durch geeignete Wahl der Ausdehnung und der Wanddicke des zweiten und des dritten Abschnitts, noch der Großteil der Bandbreite zur Verfügung gestellt werden kann. Das Sortieren der Bohrrohre der Länge nach ergibt für einen Bohrstrang mit einem typischen elevation upset zwar eine deutliche Verbesserung, jedoch ist die erzielte Übertragungskapazität immer noch gering. Bei einem Bohrstrang mit optimiertem elevation upset ist die Änderung durch das Sortieren gering (vgl. Kurven 820b bis 830b), d. h. durch das Verwenden des optimierten elevation upset kann der Arbeitsschritt des Sortierens der Bohrrohre der Länge nach, um den Übertragungskanal zu verbessern, zumeist gespart werden. Zum Vergleich zeigt die Kurven 810c, 820c und 830c in Fig. 8 das Verhalten eines Bohrstrangs aus 600 Bohrrohren, die jeweils mit dem optimierten elevation upset ausgestattet sind. Es ist zu erkennen, dass trotz der Längenschwankungen immer noch der Großteil der Bandbreite, die sich ohne Längenschwankungen ergeben würde, zur Verfügung steht.
  • Wird der elevation upset in weitere Stufen unterteilt, lässt sich die Bandbreite für die akustische Übertragung noch weiter erhöhen. Im Grenzfall würde sich dann ein kontinuierlicher Übergang ergeben.
  • Gemäß Ausführungsbeispielen kann, wenn aus irgendwelchen Gründen der optimale elevation upset nicht vollständig realisiert werden kann, die Länge und Breite des elevation upset so nahe wie möglich an die optimalen Werte heran gewählt werden, da unter diesen Umständen dann die beste akustische Übertragung zu erwarten ist.
  • Weitere Aspekte der Erfindung sind:
    • Nichtlineare Effekte begrenzen die maximale Sendeleistung der Aktuatoren. Die Nichtlinearität kann z. B. dadurch reduziert werden, dass das Sendesignal aus mehreren Einzelsignalen zusammengesetzt wird und zum Erreichen derselben gesamten Sendeleistung, jedes Einzelelement nicht mehr so weit ausgesteuert werden muss. Da die Überlagerung der jeweiligen Signalanteile kohärent erfolgt und die der Störterme im Allgemeinen nicht, ist der Effekt besonders ausgeprägt. Bei den nach den GFZ (GeoForschungsZentrum)-Spezifikationen [8] gebauten Aktuatoren ergaben Messungen, dass die quadratische Nichtlinearität dominant ist. In diesem Fall können zwei Sender, verglichen zu einem Sender mit gleichem S/R (Signal zu Störleistungsverhältnis=Signal-to-Interference Ratio), eine um 9 dB höhere akustische Leistung im Bohrrohr erzeugen. Dieser Wert erhöht sich auf ∼14 dB für drei und ∼18 dB für vier Sender.
    • Dominieren beim Sender die Nichtlinearitäten 2. Grades, so kann das Sendespektrum so gewählt werden, dass die Mischprodukte 2. Grades nur außerhalb des Sendespektrums liegen. Zum Erreichen eines bestimmten SNR (Signal-Rauschleistungsverhältnis=Signal-to-Noise Ratio) kann dann eine höhere Sendeleistung gewählt werden, als wenn diese Mischprodukte im Sendespektrum liegen würden. Beginnt das Sendespektrum z. B. bei der Frequenz f1, so stören die Nichtlinearitäten 2. Grades bis zu einer Frequenz 2·f1 nicht.
    • Bei einem OFDM (Orthogonales Frequenzmultiplexverfahren=Orthogonal Frequency-Division Multiplexing)-Signal mit seinen vielen unabhängigen Unterträgern, besteht das erzeugte Störsignal aus so vielen unabhängigen Mischprodukten, dass es als nichtlineares Rauschen betrachtet werden kann. Dominiert z. B. die Nichtlinearität 2. Grades, so ergibt sich ein optimales SNIR (Signal zu Rauschund Störleistungsverhältnis=Signal-to-Noise and Interference Ratio), wenn das Empfängerrauschen und das nichtlineare Rauschen am Empfänger gleiche Leistung haben.
    • Im Bohrbetrieb führt das Anschlagen des hochgespülten Bohrkleins an den Bohrstrang zu großen Störspitzen, die nach 1 - 5 ms wieder abgeklungen sind. Das Datensignal ist zumeist deutlich kleiner als diese Spitzen. Durch das Abschneiden der Spitzen, so dass das Datensignal gerade nicht betroffen wird, ist eine Reduzierung des Störspektrums möglich.
    • Hat man eine MIMO (Mehreingangs-Mehrausgangs=Multiple Input-Multiple Output)-Anwendung, so ist der Übertragungskanal zwar singulär, aber die SVD (Singulärwertzerlegung=Singular Value Decomposition) liefert trotzdem eine Anleitung zum optimalen Einkoppeln in und Auskoppeln aus diesen einen Eigenwert.
    • Kommt die erste dominante Reflexion hinter dem Sender (oder Empfänger) nach einem Abstand der höchstens einige Wellenlängen betragen kann, so sollte der Abstand so gewählt werden, dass sich am Sender (oder Empfänger) für den maßgeblichen Frequenzbereich möglichst eine konstruktive Interferenz ergibt. Kommt die erste dominante Reflexion hinter dem Sender (oder Empfänger) jedoch in einem Abstand von vielen Wellenlängen, so kann der Abstand nahezu beliebig gewählt werden, da im maßgeblichen Frequenzbereich viele destruktive und konstruktive Frequenzüberlagerungen auftreten werden.
    Referenzen:
    1. [1] M. A. Gutierrez Estevez, K. A. Krüger, K. Krüger, M. Groh, A. Jurczyk, M. Sohmer, U. Krüger, V. Jungnickel, K. Manolakis, K. Jaksch, R. Giese, M. Reich, "Vibrationen aus der Tiefe - Wie neue Mobilfunktechniken helfen, große Datenmengen in kürzerer Zeit akustisch über einen Bohrstrang zu übertragen," DGMK-Tagungsbericht 2013-1, ISBN 978-3-941721-31-9, Celle, Germany, April 2013.
    2. [2] M.E. Reeves, P.L. Camwell, J. McRory, "High Speed Acoustic Telemetry Network Enables Real Time Along String Measurements, Greatly Reducing Drilling Risk," Offshore Europe, United Kindom, 2011.
    3. [3] M. J. Berro, M. A. Gutierrez Estevez, U. Krüger, K. Krüger,M. Reich, k. Jaksch, R. Giese, K. Eggemann, A. Zandi-Nia, "Robustes, unidirektionales OFDM-Kommunikationssystem: Integration in einen Bohrstrang und Messungen des autarken Systems," DGMK-Tagungsbericht, Celle, Germany, April, 2016.
    4. [4] V. Jungnickel, M. A. Gutierrez Estevez, K. A. Krüger, U. Krüger, K. Manolakis, R. Giese, M. Groh, K. Jaksch, A. Jurczyk, K. Krüger, S. Mikulla, S. Weisheit, M. Reich, M. Sohmer, "Anwendung der neuesten Mobilfunktechniken auf akustische Wellen zur Verbesserung der Kommunikation in der Tiefbohrtechnik," DGMK-Tagungsbericht 2012-2, ISBN 978-3-941721-25-8, Celle, Germany, April, 2012.
    5. [5] M. Gutierrez, U. Krueger, K. A. Krueger, K. Manolakis, V. Jungnickel, "Acoustic Channel Model for Adaptive Downhole Communication over Deep Drill Strings," ICASSP-2013, ISSN 1520-6149, Vancouver, Canada, May 2013.
    6. [6] Drumheller, D., S., Knudsen, S., D., "Thje Propergation of Sound Waves in Drill Strings," J. Acoust. Soc. Am. vol. 97, pp. 2116-2125, 1995.
    7. [7] D. S. Drumheller, "Wave impedances of drill strings and other periodic media," J. Acoust. Soc. Am. 112 (6), 2002.
    8. [8] Schlussberichte zu den BMU / BMWi geförderten Projekten SPWD-BUSData und SPWD-BUSData II, 2011-2015, Technische Informationsbibliothek (TIB) - Hannover.

Claims (16)

  1. Bohrrohr (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c, 1000d), mit
    einem ersten Abschnitt (110) mit einer ersten Wanddicke (D1) (115), und
    einem zweiten Abschnitt (120; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) an oder benachbart zu einem Ende des Bohrrohrs (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) mit einer zweiten Wanddicke (D2) (124), die sich von der ersten Wanddicke (115) unterscheidet,
    einem dritten Abschnitt (130; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) an oder benachbart zu einem anderen Ende des Bohrrohrs (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) mit einer dritten Wanddicke (D3) (134), die sich von der ersten Wanddicke (115) unterscheidet,
    wobei das Bohrrohr (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c, 1000d) vorgesehen ist, um ein akustisches Signal innerhalb eines festgelegten Frequenzbereichs zu übertragen,
    wobei eine Ausdehnung (Leu;Leu2;Leu3) (126; 136; 220) des zweiten oder dritten Abschnitts (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) entlang des Bohrrohrs (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c: 1000d) abhängig von einem Wellenlängenbereich des zu übertragenden akustischen Signals gewählt ist.
  2. Bohrrohr gemäß Anspruch 1, wobei eine radiale Querschnittsfläche des Rohrmaterials des zweiten oder dritten Abschnitts (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) proportional zu einem akustischen Wellenwiderstand des zweiten oder dritten Abschnitts (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) ist.
  3. Bohrrohr gemäß Anspruch 1 oder 2, wobei der zweite oder dritte Abschnitt (1020c; 1020d) einen sich verjüngenden Verlauf von dem zweiten Durchmesser des zweiten Abschnitts (1020c; 1020d) zu dem ersten Durchmesser des ersten Abschnitts (110) aufweist.
  4. Bohrrohr gemäß Anspruch 3, wobei der sich verjüngende Verlauf ein stufenförmiger (1020c) Verlauf ist.
  5. Bohrrohr gemäß Anspruch 3, wobei der sich verjüngenden Verlauf ein linearer (1020d) Verlauf ist.
  6. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die Ausdehnung (126; 136; 220) des zweiten oder dritten Abschnitts (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) im Bereich von einem Viertel der Wellenlänge (A) des Frequenzbereichs des zu übertragenden akustischen Signals gewählt ist.
  7. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei der zweite oder dritte Abschnitt (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) einen Aufsatz umfasst, der auf dem ersten Abschnitt (110) angeordnet ist, oder wobei der zweite oder dritte Abschnitt (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) einstückig mit dem ersten Abschnitt (110) gebildet ist.
  8. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei ein Außendurchmesser des Bohrrohres im zweiten oder dritten Abschnitt (120; 130; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) größer oder gleich einem Außendurchmesser des ersten Abschnitts (110) ist.
  9. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei ein Innendurchmesser (d2, d3) im zweiten oder dritten Abschnitt kleiner oder gleich einem Innendurchmesser (d1) im ersten Abschnitt ist.
  10. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, mit einem Verbindungselement (250; 922; 932) zur Verbindung mit einem weiteren Bohrrohr, wobei das Verbindungselement in dem zweiten oder dritten Abschnitt gebildet ist, oder wobei der zweite oder dritte Abschnitt (120; 130) zwischen dem ersten Abschnitt (110) und dem Verbindungselement (250; 922; 932) angeordnet ist.
  11. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, wobei die zweite Wanddicke (D2) (124) des zweiten Abschnitts sich von einer dritten Wanddicke (D3) (134) des dritten Abschnitts unterscheidet und die Ausdehnung (Leu;Leu2) (126; 220) des zweiten Abschnitts sich von der Ausdehnung (Leu3) (136) des dritten Abschnitts unterscheidet.
  12. Bohrrohr gemäß einem der Ansprüche 1 bis 11, wobei die dritte Wanddicke (D3) (134) gleich der zweiten Wanddicke (D2) (124) ist und die Ausdehnung (Leu3) (136) des dritten Abschnitts (130) gleich der Ausdehnung (Leu;Leu2) (126; 220) des zweiten Abschnitts (120; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) ist.
  13. Bohrstrang (400a; 400b; 400c), mit
    einer Mehrzahl von Bohrrohren (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, die mittels der Verbindungselemente (250; 922; 932) miteinander verbunden sind,
    einem akustischen Sender (404a; 404b; 404c), und
    einem akustischer Empfänger (406a; 406b), der an einem oberen Ende des Bohrstrangs (400a; 400b; 400c) angeordnet ist.
  14. Bohrstrang (400a; 400b; 400c) gemäß Anspruch 13, wobei eine Wanddicke der Verbindungselemente (250, 922, 932) größer ist als die zweite Wanddicke (D2) (124) des zweiten Abschnitts (120; 210c; 1020a; 1020b; 1020c; 1020d) und die dritte Wanddicke (D3) des dritten Abschnitts (130).
  15. Verfahren zum Übertragen eines akustischen Signals aus einer Bohrung, mit folgenden Schritten:
    Bereitstellen eines Bohrstrangs (400a; 400b; 400c) gemäß Anspruch 13 oder 14, und
    Senden des akustischen Signals über den Bohrstrang (400a; 400b; 400c),
    wobei die Mehrzahl von Bohrrohren (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) des Bohrstrangs (400a; 400b; 400c) unterschiedliche Längen haben, und
    wobei die Bohrrohre (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) in beliebiger Reihenfolge angeordnet sind.
  16. Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei die Längenvariation der Bohrrohre (100; 200c; 900; 1000a; 1000b; 1000c; 1000d) im Bereich von ±0,25m ist.
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