NL1016341C2 - A method and apparatus for communicating with a tool at the bottom of a borehole. - Google Patents

A method and apparatus for communicating with a tool at the bottom of a borehole.

Info

Publication number
NL1016341C2
NL1016341C2 NL1016341A NL1016341A NL1016341C2 NL 1016341 C2 NL1016341 C2 NL 1016341C2 NL 1016341 A NL1016341 A NL 1016341A NL 1016341 A NL1016341 A NL 1016341A NL 1016341 C2 NL1016341 C2 NL 1016341C2
Authority
NL
Grant status
Grant
Patent type
Prior art keywords
signal
data
borehole
bottom
characterized
Prior art date
Application number
NL1016341A
Other languages
Dutch (nl)
Other versions
NL1016341A1 (en )
Inventor
Cengiz Esmersoy
Brian Clark
Jean-Michel Hache
William B Underhill
Original Assignee
Schlumberger Holdings
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Grant date

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well

Description

Korte aanduiding: Werkwijze en apparaat voor communicatie met een instrument onder in een boorgat. Short title: Method and device for communication with a device at the bottom of a borehole.

De uitvinding heeft betrekking op een apparaat voor 5 communicatie met een instrument onder in een boorgat. The present invention relates to an apparatus for communicating with a tool 5 at the bottom of a borehole.

De uitvinding heeft eveneens betrekking op een werkwijze voor communicatie met een instrument onder in een boorgat. The invention also relates to a method for communicating with a tool at the bottom of a borehole.

Bij de exploratie en productie van olie en gas spelen communicatietechnieken tussen een apparaat bovenaan het boorgat en een 10 instrument onder in het boorgat een rol. In the exploration and production of oil and gas play equipment between a device a role at the top of the borehole and a 10 tool downhole. Optekenen-tijdens-het-boren (1ogging-whi1e-dri11ing, LWD) of meting-tijdens-het-boren (measurement-while-drill ing, MWD) brengt met zich de transmissie naar het aardoppervlak van metingen onder in het boorgat gemaakt tijdens het boren. Recording-while-drilling (1ogging-whi1e-dri11ing, LWD) or measurement-while-drilling (measurement-while-drill ing, MWD) entails the transmission to the earth's surface by measurements at the bottom of the bore hole created during drilling. De metingen worden in het algemeen gedaan door instrumenten 15 gemonteerd binnen een boorkraag boven de boorkop teneinde informatie te verkrijgen zoals de positie van de kop, olie/gas samenstel-1ing/kwaliteit, druk, temperatuur en andere geofysische en geologische condities. The measurements are generally done by instruments 15 are mounted within a drill collar above the drill bit so as to obtain information such as the position of the head, oil / gas-assembly 1ing / quality, pressure, temperature and other geophysical and geological conditions. Indicaties van de metingen moeten dan door het boorgat naar boven naar het aardoppervlak worden verzonden. Indications of the measurements must then be transmitted through the borehole up to the earth's surface. Het is reeds lang een 20 doel geweest om datatransmissiesystemen te ontwikkelen die niet het gebruik van elektrische geleiders vereisen. It has long been an 20 objective to develop data transmission systems which do not require the use of electrical conductors. Het gebruik van elektrische geleiders heeft verschillende serieuze nadelen welke omvatten: (1) omdat de meeste putboringen gebieden omvatten die blootgesteld zijn aan corrosieve vloeistoffen en hoge temperaturen kan 25 een lange levensduur niet worden verwacht van een datatransmissie- systeem dat elektrische geleiders gebruikt; The use of electrical conductors has several serious disadvantages which include: (1) since most wellbores include regions that are exposed to corrosive liquids and high temperatures can 25, a long service life can not be expected from a data transmission system that uses electrical conductors; (2) daar de meeste putboringen zich over aanzienlijke afstanden uitstrekken worden datatransmissiesystemen die elektrische geleiders gebruiken in het algemeen niet als kosteneffectief beschouwd, in het bijzonder als derge-30 lijke systemen slechts onregelmatig of op een beperkte wijze worden gebruikt; (2) since most wellbores extend for substantial distances, data transmission systems which use electrical conductors are generally not considered to be cost-effective, only irregularly, or are used in a limited manner, in particular, as the like-30-call system; (3) daar alle putboringen tijdens bedrijf vrije ruimtes definiëren die behoorlijk nauw zijn kan het gebruik van een draad-leidingsgeleider om data te verzenden de vrije ruimte tijdens bedrijf waardoorheen andere putboringbewerkingen worden uitgevoerd verkleinen 35 of verminderen; (3) that define all of the wellbores during operation free spaces that are quite closely, the use of a wire-line guide in order to transmit data to the free space through which, during operation, another putboringbewerkingen be carried out 35 to reduce or reduction; en (4) daar putboringen typisch een aantal draad- gesneden buisvormige delen gebruiken om buisvormige rijen te vormen 1016341* 2 maakt het gebruik van een elektrische geleider om data binnen de putboring te verzenden het vormen en afbreken van de buisvormige rij tijdens conventionele operaties gecompliceerd. and (4) there wellbores typically use a plurality of wire-cut tubular sections so as to form tubular rows 1016341 * 2 allows the use of an electrical conductor to transmit data within the wellbore to form and break off of the tube-shaped row of complicated during conventional operations.

Dienovereenkomstig is de olie- en gasindustrie afgestapt 5 van het gebruik van datatransmissiesystemen met elektrische geleiders (vaak genoemd "harde bedrading" ("hardwire") of "draadleiding" ("wire-line") systemen) en in de richting van het gebruik van draadloze systemen om data binnen de putboring te verzenden. Accordingly, the oil and gas industry abandoned 5 of the use of data transmission systems with electric conductors (often referred to as "hard-wired" ( "hard wire"), or "wireline" ( "wireline") systems) and in the direction of the use of wireless systems to transmit data within the wellbore. De meest gebruikelijke opzet voor het verzenden van meetinformatie maakt gebruik van de 10 boorvloeistof binnen het boorgat als een transmissiemedium voor akoestische golven, welke zijn gemoduleerd teneinde de meetinformatie te representeren. The most common scheme for transmitting measurement information utilizes the drilling fluid within the borehole 10 as a transmission medium for acoustic waves, which are modulated to represent the measurement information. Typisch wordt boorvloeistof of "mud" naar beneden gecirculeerd door de boorkolom en de boorkop en naar boven door de ringvormige opening gedefinieerd door het deel van het boorgat dat de 15 boorkolom omgeeft. Typically, drilling fluid or "mud" is circulated downward defined by the drill string and the drill bit and upwardly through the annular opening through the portion of the borehole surrounding the drill string 15. De boorvloeistof verwijdert niet alleen geboord materiaal en handhaaft niet alleen de gewenste hydrostatische druk in het boorgat maar koelt ook de boorkop. The drilling fluid not only removes drilled material and not only maintains the desired hydrostatic pressure in the wellbore but also cools the drill bit. In een species van de boven aangehaalde techniek onderbreekt een akoestische zender onder in het boorgat, bekend als een roterende klep of "mud sirene" herhaaldelijk 20 de stroming van de boorvloeistof en dit veroorzaakt dat een variërende drukgolf wordt opgewekt in de boorvloeistof op een frequentie die evenredig is met het onderbrekingstempo. In a species of the above-cited technique, an acoustic transmitter interrupts the bottom of the bore hole, known as a rotary valve or "mud siren" repeatedly 20 the flow of the drilling fluid, and this causes a varying pressure wave is generated in the drilling fluid at a frequency that is proportional to the interrupt rate. Optekendata wordt verzonden door de akoestische draaggolf te moduleren als functie van onder in het boorgat gemeten data. Optekendata is transmitted by modulating the acoustic carrier as a function of, among data measured in the borehole.

25 Een type MWD techniek genaamd "Vertical Seismic Profiling (VSP)" brengt met zich het gebruik van een seismische bron en sensoren, samen met een geheugen en rekeninrichting voor het opslaan en bewerken van de ontvangen seismische signalen. 25 A type MWD technique called "Vertical Seismic Profiling (VSP)" implies the use of a seismic source and sensors, together with a memory and calculation device for storing and processing the received seismic signals. Amerikaans octrooi nr. 5.585.555 beschrijft een werkwijze en apparaat voor het uitvoeren 30 van VSP-metingen waar de seismische bron geplaatst is op of in de nabijheid van het oppervlak van de aarde (of water). U.S. patent no. 5,585,555 describes a method and apparatus for performing VSP-measurements, where 30 of the seismic source is placed on or in the vicinity of the surface of the earth (or water). Signalen opgewekt door de bron worden gedetecteerd door hydrofonen of geofonen geplaatst in de nabijheid van de bron aan het oppervlak en in de boorkolom. Signals generated are detected by the hydrophones or geophones placed by the source in the vicinity of the source at the surface and in the drill string. De geofonen of de hydrofonen in de boorkolom verzenden de gedetecteerde 35 signalen naar een geheugen- en rekeneenheid in de boorkolom die de signalen geheel of gedeeltelijk bewerkt en verzendt naar de centrale , , η 1 3 gegevensbewerkingseenheid op de installatie. The geophones or the hydrophones in the drill string transmit the detected signals to a memory 35, and calculation unit in the drill string that processes the signals, in whole or in part, and transmits to the exchange, η 1 3 data editing unit in the installation. De hydrofonen of geofonen aan het oppervlak verzenden tegelijkertijd de gedetecteerde signalen naar de centrale gegevensbewerkingseenheid aan het oppervlak terwijl chronometers identieke tijden tonen verbonden aan de bron en aan de 5 geheugen- en rekeneenheid in de boorkolom maken een precieze be rekening van de reistijd van de seismische signalen tussen de bron en de geofonen of hydrofonen in de boorkolom mogelijk. The hydrophones and geophones on the surface simultaneously transmit the detected signals to the central data processing unit to the surface while chronometers showing identical times associated with the source and the fifth memory and computing unit in the drill column make a precise calculation of the travel time of seismic signals between the source and the geophones or hydrophones in the drill string as possible.

Volgens de voorkeursuitvoeringsvorm van het Amerikaanse 5.585.556 octrooi wordt circulatie van de boorvloeistof onderbroken 10 als de sensoren in de boorkolom geactiveerd zijn voor de registratie van geluidssignalen afgegeven door de seismische bron. According to the preferred embodiment of the US 5,585,556 patent, circulation of the drilling fluid is interrupted as the sensors 10 are activated in the drill string for the registration of sound signals emitted by the seismic source. In de volgende 60-120 seconden zal de geheugen- en rekeneenheid alle signalen verwerven van de sensoren in de boorkolom. In the next 60-120 seconds and the memory unit will acquire all the signals from the sensors in the drill string. De signalen bevatten zowel de uitgezonden als de gereflecteerde golfvormen. The signals contain both the transmitted and the reflected waveforms. De bronnen moeten binnen 15 een vast tijdsinterval van hun informatie worden ontladen. The sources must be discharged a fixed time interval of their information within 15. Na dit tijdsinterval wordt de inhoud van de geheugeneenheid gekopieerd naar de rekeneenheid en wordt bewerkt om het aantal schoten te bepalen, de gemiddelde aankomsttijd en de gemiddelde amplitude van de eerste aangekomen signalen. After this time interval is copied, the contents of the memory unit to the computer unit, and is processed in order to determine the number of shots, the mean arrival time, and the average amplitude of the first arrived signals. Deze informatie kan worden teruggestuurd naar het 20 oppervlak onder gebruikmaking van MWD telemetrie terwijl de boorvloeistof weer in circulatie wordt gebracht. This information can be sent back to the 20 surface using MWD telemetry while the drilling fluid is put into circulation again. Alternatief kan de informatie worden opgeslagen in een geheugen en worden opgehaald als het instrument uitgeschakeld en uit het boorgat gehaald wordt. Alternatively, the information can be stored in memory and retrieved off when the instrument is removed from the borehole.

Een nadeel van de werkwijze beschreven door het Amerikaanse 25 octrooi 5.585.556 is dat er geen werkwijze is beschreven voor het communiceren met het instrument onder in het boorgat om aan het instrument onder in het boorgat mee te delen dat VSP schoten gaan beginnen. A disadvantage of the method described by the United States 25 patent 5,585,556 is that there is no method has been described for communicating with the instrument at the bottom of the bore hole to communicate the bottom of the well bore to the tool that VSP shots are going to start. Daar de verkrijging van data onder uit het boorgat niet- discriminatoir is als de circulatie gestopt is, di het merendeel van 30 de opgeslagen data omvat geen bruikbare signaal informatie; Since the acquisition of data from the bottom of the bore hole is non-discriminatory when the circulation is stopped, ie, the majority of the stored data 30 does not include useful signal information; het instrument onder in het boorgat ontvangt continu akoestische golfvormen en slaat continu akoestische golfvormen op zonder enig onderscheid aan te brengen. the instrument to provide downhole acoustic waveforms continuously receives and stores continuous acoustic waveforms without distinction. Omdat MWD telemetrie een zeer smalle band breedte heeft, di één bit per seconde, kan de verzending van 35 onbruikbare informatie de verzending van waardevolle data van andere LWD instrumenten vertragen. Because MWD telemetry has a very narrow bandwidth, ie one bit per second, sending 35 unusable information may delay the transmission of valuable data from other LWD tools. Tenslotte wordt tijd verspild, en omdat de J01ö3'> u .....fin 4 kosten van boorkraantijd, in het bijzonder offshore boorkraantijd, extreem hoog zijn is tijd van essentieel belang bij het verkrijgen van meetinformatie onder uit het boorgat. Finally, wasted time, and because the J01ö3> u ..... fin 4 cost of rig time, especially offshore rig time, extremely high his time is essential in obtaining measurement information below from the borehole. Bovendien zal het, hoewel het mogelijk is om alle verkregen data op te slaan in een geheugen onder 5 in het boorgat, het merendeel van het geheugen verspild zijn en het instrument zal vaker dan gewenst buiten bedrijf moeten worden gesteld. Moreover, although it is possible to save all data obtained in a memory under 5 in the borehole, most of the memory are wasted and the instrument will be more than desirable to be decommissioned.

Amerikaans octrooi nr. 5.579.283 beschrijft een werkwijze en apparaat voor het communiceren met gecodeerde boodschappen bij een putboring. U.S. patent no. 5,579,283 describes a method and apparatus for communicating coded messages in a wellbore. De werkwijze gebruikt zend- en ontvangapparatuur die in 10 contact staat met de vloeistof in de putboring om gecodeerde druk-pulsen te versturen naar instrumenten onder in het boorgat. The method uses transmission and receiving equipment 10 in contact with the liquid in the well bore in order to send encrypted-pressure pulses to tools downhole. Een nadeel van de werkwijze beschreven in Amerikaans octrooi 5.579.283 is dat de communicatietechniek de bedrijfstoestand van het instrument onder in het boorgat verandert. A disadvantage of the method described in U.S. Patent 5,579,283 is that the communications of the operating state of the instrument will change at the bottom of the borehole.

15 Derhalve blijft er een noodzaak voor een techniek om te communiceren met een instrument onder in het boorgat op een efficiënte wijze die onderscheid maakt tussen signaaldata, representatief voor een echt signaal afkomstig van een geselecteerde signaalbron en niet bruikbare data. 15 Accordingly, there remains a need for a technique for communicating with an instrument allows the bottom of the bore hole in an efficient manner, which distinguish between signal data, representative of a real signal derived from a selected input source and non-usable data.

20 Doel van de uitvinding is het verschaffen van werkwijzen en apparatuur voor verbeterde communicatie met een instrument onder in het boorgat vanaf een signaalbron geplaatst bovenaan het boorgat of op een verwijderde locatie. 20 The object of the invention is to provide methods and apparatus for improved communication with an instrument to the bottom of the borehole from a signal source placed at the top of the borehole or at a remote location.

Doel van de uitvinding is eveneens om werkwijzen en 25 apparatuur te verschaffen voor het verkrijgen van signaaldata bij een instrument onder in het boorgat die onderscheiden tussen data representatief van een werkelijk bronsignaal en niet bruikbare data. The object of the invention is also to provide methods and apparatus 25 for obtaining signal data at a downhole instrument that distinguish between data representative of a real source signal and not useful data.

Eveneens is het doel van de uitvinding om werkwijzen te verschaffen om VSP metingen te maken die beter zijn en de tijd meer 30 efficiënt gebruiken dan de werkwijzen volgens de stand der techniek. It is also the aim of the invention to provide methods of making the VSP measurements that are more and the time is more than 30, make efficient use of the processes of the prior art.

Het is ook een doel van de uitvinding om werkwijzen te verschaffen voor het instrueren van een instrument onder in het boorgat om een specifieke actie of werkwijze uit te voeren door middel van effectieve communicatie. It is also an object of the invention to provide methods for instructing a tool downhole in order to carry out a specific action or process by way of effective communication.

- n 1 o 'jr ' . - n 1 o 'jr.

5 5

Overeenkomstig deze doelstellingen, die hieronder in detail zullen worden beschreven, omvat het apparaat volgens de onderhavige uitvinding uitrusting bovenaan en onder in het boorgat. In accordance with these objectives, which will be described in detail below, the apparatus includes equipment according to the present invention, the top and the bottom of the borehole.

Een apparaat volgens de uitvinding is daartoe gekenmerkt 5 door een signaal bron bovenaan het boorgat, een programmeerbaar triggersysteem gekoppeld aan de signaalbron bovenaan het boorgat, een klok bovenaan het boorgat gekoppeld aan het programmeerbare triggersysteem, een ontvanger onder in het boorgat binnen het instrument onder in het boorgat, signaalbewerkingsmiddelen onder in het boorgat 10 gekoppeld aan de ontvanger onder in het boorgat voor het bewerken van signaaldata ontvangen door de ontvanger, geheugen onder in het boorgat gekoppeld aan de signaalbewerkingsmiddelen en een klok onder in het boorgat gekoppeld aan de signaalbewerkingsmiddelen, welke signaalbewerkingsmiddelen middelen omvatten voor het optekenen van signaal-15 data ontvangen door de ontvanger in het geheugen en vergelijkings- middelen om te bepalen of opgeslagen signaaldata een signaal afkomstig van een werkelijke bron representeren. A device under the bottom of the bore hole within the instrument according to the invention is characterized for this purpose 5 by a signal source at the top of the borehole, coupled to a programmable trigger system to the signal source at the top of the well bore, a bell at the top of the borehole coupled to the programmable trigger system, a receiver, the borehole, signal processing means at the bottom of the bore hole 10 is coupled to the receiver at the bottom of the drill hole for the processing of signal data received by the receiver, memory, downhole coupled to the signal processing means, and a clock coupled to the bottom of the borehole to the signal processing means, said signal processing means comprise means for recording the received data signal 15 by the receiver in the memory and comparison means for determining whether stored data signal representing a signal from a real source.

Een werkwijze volgens de uitvinding wordt daartoe gekenmerkt door het volgens een schema afvuren van een signaalbron 20 bovenaan het boorgat, door het ontvangen van signaaldata bij het instrument onder in het boorgat volgens het schema, het vergelijken van genoemde signaaldata met elkaar om te bepalen of de signaaldata een signaal van een werkelijke bron representeren en het bewerken van de signaaldata waarvan bepaald is dat ze signalen van een werkelijke 25 bron representeren. A method according to the invention is characterized for this purpose by following firing a schematic diagram of a signal source 20 at the top of the borehole, with the instrument at the bottom of the bore hole by receiving signal data according to the schedule, comparing said signal data with each other to determine whether the signal data representing a signal from a real source and the processing of the signal data which has been determined that they represent signals from a real source 25.

De uitrusting bovenaan het boorgat omvat een signaalbron, zoals een seismische bron, (of matrix) gekoppeld aan een programmeerbaar trigger- of vuursysteem en een klok. The equipment on top of the borehole includes a signal source such as a seismic source (or matrix) coupled to a programmable trigger or fire system and a clock. Optioneel kan de uitrusting bovenaan het boorgat ontvangers omvatten (zoals akoestische ont-30 vangers) voor het opvangen van referentiesignalen nabij de bron en kan telemetrie-uitrusting omvatten voor het ontvangen van MWD signalen van de uitrusting onder in het boorgat. Optionally, the kit can comprise at the top of the borehole receivers (such as acoustic de-catchers 30) for receiving reference signals near the source and can include telemetry equipment for receiving MWD signals from the equipment at the bottom of the borehole. De uitrusting onder in het boorgat omvat één of meer ontvangers, bij voorkeur akoestische ontvangers, signaalbewerkingsuitrusting, geheugen en een klok. The equipment at the bottom of the bore hole includes one or more receivers, preferably acoustic receivers, signal processing equipment, memory and a clock. Optioneel kan de 35 uitrusting onder in het boorgat ook andere sensoren omvatten zoals Optional equipment 35 downhole may also include other sensors such as

101 634'KS 101 634'KS

6 stromingssensoren en bewegingssensoren evenals MWD telemetrie-uit-rusting voor het verzenden van data naar het oppervlak. 6 flow sensors, and motion sensors as well as MWD telemetry-out-rusting for transmitting data to the surface.

De communicatiemethoden van de onderhavige uitvinding omvatten het aanzetten van een signaal bovenaan het boorgat dat zal 5 worden herkend door het instrument onder in het boorgat. The communication methods of the present invention include switching on a signal at the top of the bore hole 5 which will be recognized by the instrument at the bottom of the borehole. Als het signaal eenmaal is herkend voert het instrument onder in het boorgat een specifieke actie of bewerking uit in respons daarop. If a particular action or operation in response signal has been detected, the instrument carries downhole thereon. De uitvinding omvat, maar is niet beperkt tot, het nauw synchroniseren van de optekening van signalen gedetecteerd onder in het boorgat met het 10 afvuren van de signaalbron (aan het oppervlak of op een verwijderde locatie) en het bewerken van de opgetekende signaaldata om niet-bruikbare informatie te elimineren. The invention comprises, but is not limited to, the tight synchronization of the recording of signals detected at the bottom of the borehole with the 10th firing of the signal source (at the surface or at a remote location), and the processing of the recorded signal data to non- to eliminate useful information. Het optekenen onder in het boorgat van signaaldata kan continu gebeuren of individuele optekeningen als functie van de tijd kunnen worden vastgelegd volgens een schema dat 15 verbonden is met het schema van de mogelijke activering van de bron. The recording downhole data signal can be done continuously or in individual records can be recorded as a function of time according to a schedule 15 is connected to the diagram of the possible activation of the source.

Er wordt aangenomen dat geen signaaldatametingen zullen worden gemaakt tijdens het boren, terwijl de boorpijp beweegt of terwijl er "mud" circuleert. It is believed that no signal data measurements will be made during drilling, while the drill pipe is moving or while it is circulating "mud". Volgens dit aspect stellen stromingssensoren en bewegingssensoren onder in het boorgat de signaal-20 bewerkingsuitrusting in staat om te bepalen wanneer signaaldata representatief van werkelijke signalen afkomstig van de bron moeten worden opgetekend. According to this aspect set flow sensors, and motion sensors downhole to the signal-processing equipment 20 is able to determine when to signal data representative of actual signals coming from the source are to be recorded. Als de stromingssensoren en bewegingssensoren onder in het boorgat aangeven dat het boren is gestopt en de circulatie van de "mud" onderbroken is zal de signaalbewerkingsuitrusting beginnen om 25 signaaldata, ontvangen van de ontvangers, op te nemen. If the flow sensors, and motion sensors to indicate the bottom of the borehole that the drilling is stopped and the circulation of the "mud" is cut off will start the signal processing equipment 25 to signal data received from the receivers, for recording. Daar echter niet kan worden aangenomen dat signaalmetingen zullen worden uitgevoerd telkens wanneer het boren is gestopt en de "mud" circulatie is onderbroken verschaft de uitvinding additionele middelen om aan het instrument onder in het boorgat mee te delen dat het de bedoeling is 30 dat signaalmetingen gaan worden gemaakt. Since, however, it can not be assumed that signal measurements will be carried out each time when the drilling is stopped and the "mud" circulation is interrupted, the invention provides additional means to communicate the bottom of the bore hole to the instrument that the intention is 30, which go signal measurements to be made.

De werkwijzen volgens de uitvinding verschaffen verschillende algoritmen voor de herkenning van een signaal van een werkelijke bron, waardoor feitelijke signaaldata-informatie onttrokken wordt aan de optekeningen van de ontvangers zodat de uiteindelijk 35 opgeslagen data compact zijn en voor vrijwel 100% bruikbaar. The methods of the invention provide various algorithms for the recognition of a signal from a real source, which makes actual signal data information is extracted from the records of the receivers so that the stored data in the end 35 to be compact and usable for practically 100%. Deze eliminatie van niet bruikbare data bespaart waardevolle telemetrietijd Ί 7 en/of stelt het apparaat in staat langer te werken voordat het buiten bedrijf moet worden gesteld om opgeslagen data op te halen. This elimination of unusable data saves valuable time telemetry Ί 7 and / or proposes to operate the device for longer before it has to be taken out of operation to retrieve stored data.

Volgens de werkwijzen volgens de uitvinding worden na elkaar opgenomen signaaldata van de ontvangers met elkaar vergeleken 5 om te bepalen of zij "op elkaar lijken". According to the methods of the invention are compared signal data from the receivers recorded one after the other with each 5 to determine whether they are "similar to each other". Na elkaar opgetekende signaaldata kunnen worden afgeleid door optekenmonsters te halen uit een bewegend tijdvenster over een continue optekening of door individuele tijdoptekeningen op te nemen overeenkomstig een schema dat gesynchroniseerd is met een schema van mogelijke activering van de 10 bron. After each recorded signal data may be derived by taking optekenmonsters from a moving time window of a continuous recording, or by recording an individual tijdoptekeningen according to a schedule that is synchronized with a diagram of possible activation of the source 10. Het is niet nodig om een catalogus van "bruikbare" of "niet- bruikbare" signaaldata te hebben onder in het boorgat omdat opeenvolgend opgetekende signaaldata opzettelijk gelijkend kunnen worden gemaakt met herhaalde activering van de bron aan het oppervlak volgens een vooraf bepaald schema dat bekend is aan het instrument onder in 15 het boorgat. It is not necessary to have a catalog of "usable" or "non-useful" signal data at the bottom of the borehole because sequentially recorded signal data can be intentionally made similar with repeated activation of the source at the surface according to a predetermined schedule that is known the debt instrument to the 15th hole.

Volgens een ander aspect van de uitvinding worden gelijkenismetingen verder bewerkt om waarden te geven tussen 0 en 1 (een eerste waarschijnlijkheid) en wordt een waarschijnlijkheidsanalyse gebruikt om te bepalen of een optekening een signaal van een werke- 20 lijke bron representeert. According to another aspect of the invention, similarity measurements further processed to give values ​​between 0 and 1 (a first probability), and a probability analysis is used to determine if a record representing a signal from a werke- 20 actual source.

Volgens nog een ander aspect van de uitvinding wordt de selectie van optekeningen verbeterd door elke optekening in meerdere tijdvensters op te delen. According to still another aspect of the invention, the selection of records is improved by dividing each recording in a plurality of time windows. Elke optekening wordt bij voorkeur in twee tijdvenster opgedeeld, waarvan één ruis bevat en de ander het signaal 25 van een werkelijke bron kan bevatten. Each record is preferably divided into two time slot, one of which contains noise and the other one, the signal 25 may contain a real source. Dit wordt geïmplementeerd door de klokken onder in het boorgat en aan het oppervlak te synchroniseren voor een nauwkeurige partitionering van de optekeningen onder in het boorgat. This is implemented by the clocks at the bottom of the borehole, and to synchronize the surface for accurate partitioning of the records at the bottom of the borehole. De "energie" bevat in elk venster wordt berekend en de energie worden gecombineerd op een zodanige wijze dat een tweede 30 signaalwaarschijnlijkheid wordt verkregen. The "energy" includes in each window is calculated, and the energy to be combined in such a way that a second probability signal 30 is obtained. De eerste waarschijnlijk heid en de tweede waarschijnlijkheid worden vermenigvuldigd om een derde waarschijnlijkheid te verkrijgen die wordt gebruikt om de aanwezigheid of afwezigheid van een werkelijk signaal te bepalen. The first and probably of the second probability is multiplied to obtain a third probability which is used to determine the presence or absence of a real signal.

Additionele doelen en voordelen van de uitvinding zullen 35 duidelijk worden aan de vakman onder verwijzing naar de gedetailleerde beschrijving in samenhang met de bijgevoegde tekeningen, waarin: 101 634 ja 8 Additional objects and advantages of the invention will be 35 obvious to the skilled person by reference to the detailed description taken in conjunction with the accompanying drawings, in which: 101 634 yes 8

Figuur 1 een schematisch weergave is van een als voorbeeld dienende offshore installatie welke de uitvinding omvat. Figure 1 includes a schematic representation of an exemplary offshore installation which the invention.

Figuur 2 is een vereenvoudigd blokdiagram van de uitrusting aan het oppervlak van het apparaat volgens de uitvinding. Figure 2 is a simplified block diagram of the equipment at the surface of the device according to the invention.

5 Figuur 3 is een vereenvoudigd blokdiagram van de uitrusting onder in het boorgat van het apparaat volgens de uitvinding. 5 Figure 3 is a simplified block diagram of the equipment downhole of the apparatus according to the invention.

Figuur 4 is een voorbeeld van geselecteerde signaaldata gedurende een typische booroperatie welke sporen vertoond met signaal en ruis volgens de uitvinding. Figure 4 is an example of selected data signal during a typical drilling operation which tracks shown with signal and noise according to the present invention.

10 Figuur 5 is een schematisch diagram van de signaaldata- correlatietechniek overeenkomstig de uitvinding. 10 Figure 5 is a schematic diagram of the signaaldata- correlation technique according to the invention.

Figuur 6 is een voorbeeld van gecorreleerde signaaldata overeenkomstig de uitvinding. Figure 6 is an example of correlated signal data in accordance with the invention.

Figuur 7 is een voorbeeld van het uitgangssignaal van een 15 coherentieberekening volgens de uitvinding. Figure 7 is an example of the output signal of a 15-coherence calculation according to the invention.

Figuur 8 is een voorbeeld van signaal en ruisschattingen overeenkomstig de uitvinding. Figure 8 is an example of signal and noise estimates, according to the invention.

Figuur 9 is een stroomdiagram van een werkwijze volgens de uitvinding. Figure 9 is a flow diagram of a method according to the invention.

20 Figuur 10 is een grafiek van de waarschijnlijkheids berekeningen van de sporen van figuur 4 overeenkomstig de uitvinding. 20 Figure 10 is a graph of the probability calculations, of the tracks of Figure 4 in accordance with the invention.

Verwijzend naar figuren 1 tot 3 omvat een apparaat volgens de uitvinding uitrusting 10 bovenaan het boorgat en uitrusting 12 onder in het boorgat. Referring to Figures 1 to 3 comprises a device according to the invention at the top of the borehole equipment 10 and the equipment 12 at the bottom of the borehole. De uitrusting bovenaan het boorgat omvat een 25 signaalbron (of matrix) 14 gekoppeld met een afvuursysteem 16, een programmeerbare processor 18 en een klok 20 gekoppeld aan de processor. The equipment at the top of the bore hole 25 comprises a signal source (or matrix) 14, is coupled to a firing system 16, a programmable processor 18 and a clock 20 coupled to the processor. Één uitvoeringsvorm van de uitvinding omvat een seismische signaalbron 14. In de weergave van figuur 1 zijn het afvuursysteem, de processor en de klok geplaatst op een offshore boorinstallatie 22 en 30 is de seismische matrix 14 ingezet nabij de installatie dicht aan het oppervlak van het water. One embodiment of the invention comprises a seismic signal source 14. In the illustration of Figure 1, the firing system, the processor and the clock placed on an offshore drilling rig 22 and 30 is the seismic array 14 deployed near the plant close to the surface of the water . Bij voorkeur omvat de uitrusting 10 bovenaan het boorgat akoestische ontvangers 24 en een recorder 26 voor het opvangen van referentiesignalen nabij de bron. Preferably, the kit 10 comprises at the top of the borehole acoustic receivers 24 and 26, a recorder for capturing reference signals near the source. De uitrusting 10 bovenaan het boorgat omvat verder bij voorkeur telemetrie-uitrusting 35 28 voor het ontvangen van MWD signalen vanaf de uitrusting onder in het boorgat. The equipment 10 at the top of the borehole preferably further comprises telemetry equipment 28, 35 for receiving MWD signals from the equipment at the bottom of the borehole. De telemetrie-uitrusting 28 en de recorder 26 zijn bij 9 voorkeur gekoppeld aan de processor 18 zodat optekeningen kunnen worden gesynchroniseerd onder gebruikmaking van de klok 20. The telemetry equipment and the recorder 28, 26 are preferably 9 coupled to the processor 18 so that recordings may be synchronized using the clock 20.

De uitrusting 12 onder in het boorgat omvat één of meer ontvangers 30, signaalbewerkingsuitrusting 32, geheugen 34 en een klok 5 36. Één uitvoeringsvorm van de uitvinding omvat akoestische ontvangers 30. De ontvangers 30, klok 36 en geheugen 34 zijn gekoppeld aan een signaalprocessor 32 doordat optekeningen kunnen worden gemaakt van signalen gedetecteerd door de ontvangers synchroon met het afvuren van de signaal bron 14. Bij voorkeur omvat de uitrusting 12 onder in het 10 boorgat ook een bewegingssensor 31, een "mud" stromingssensor 33 en MWD telemetrie-uitrusting 38 voor het verzenden van data naar de uitrusting 10 bovenaan het boorgat. The equipment 12 at the bottom of the bore hole includes one or more receivers 30, signal processing equipment 32, memory 34, and a clock 5 36. One embodiment of the invention comprises acoustic receivers 30. The receivers 30, clock 36 and memory 34 are coupled to a signal processor 32 in that records can be made of signals detected by the receivers in synchronization with the firing of the signal source 14. preferably, the equipment 12 at the bottom of the 10 borehole addition, a motion sensor 31, a "mud" flow sensor 33, and MWD telemetry equipment 38 for sending data to the equipment 10 at the top of the borehole. Zoals weergegeven in figuur 1 is de uitrusting 12 onder in het boorgat gehuisvest in een instrument 40 onder in het boorgat die deel uitmaakt van een boorkolom welke getoond 15 is terwijl hij een boorgat beneden de oceaanbodem doorsnijdt. As shown in Figure 1, the equipment 12 at the bottom of the borehole instrument 40 housed in a bottom of the drill hole that is part of a drill string which is displayed 15 as he cuts through a wellbore down to the ocean floor. De klokken 20 en 36 zijn bij voorkeur nauwkeurig genoeg zodat ze binnen een paar milliseconden van elkaar blijven zolang het apparaat in werking is. The clocks 20 and 36 are preferably closely enough so that they remain out of each other within a few milliseconds as long as the device is in operation.

De communicatietechnieken volgens de uitvinding omvatten 20 het identificeren van de signaaldata (zoals akoestische golfvormen) die onder in het boorgat worden gedetecteerd met het afvuren van de signaal bron 14 en het bewerken van de golfvormen om niet bruikbare informatie te elimineren. The equipment according to the invention comprise 20 to identify the signal data (such as acoustic waveforms) that are detected at the bottom of the borehole with the firing of the signal source 14 and the processing of the waveforms in order not to eliminate useful information. Dit wordt bereikt door de gedetecteerde signaaldata te segmenteren in tijdvensters of sporen van eindige duur 25 en de data te vergelijken. This is accomplished by segmenting the detected signal data in time slots or tracks of finite duration 25, and to compare the data. Met andere woorden de gedetecteerde signaaldata worden gepartitioneerd of opgedeeld in specifieke gebeurtenissen gedefinieerd door een specifieke tijdsperiode. In other words, the detected signal data is partitioned or divided into specific events defined by a specific period of time. Alhoewel de lengte van de periode kan worden gevarieerd wordt elk spoor bij voorkeur gedefinieerd door eenzelfde tijdperiode geassocieerd met het 30 afvuurschema van de signaal bron 14. Although the length of the period may be varied as each track is preferably defined by one and the same time period associated with the afvuurschema 30 of the signal source 14.

De processor 18 is geprogrammeerd om ervoor te zorgen dat het afvuursysteem 16 de signaalbron 14 activeert volgens een schema dat bekend is aan de uitrusting 12 onder in het boorgat. The processor 18 is programmed to ensure that the firing system 16, the signal source 14 will activate in accordance with a schedule that is known to the equipment 12 at the bottom of the borehole. Bijvoorbeeld zal, zoals hieronder beschreven onder verwijzing naar figuur 4, het 35 afvuursysteem 16 opeenvolgend de signaalbron 14 zestien maal activeren met een vijftien seconden pauze tussen elk afvuring en dan niet weer 10 totdat het systeem onder in het boorgat verschoven is naar een andere diepte. For example, as described below with reference to Figure 4, the 35 firing system 16 sequentially activate the light source 14, sixteen times with a fifteen second delay between each firing and then not again 10, until the system is displaced at the bottom of the bore hole is at a different depth. Het systeem onder in het boorgat verzamelt periodiek data met optekeningen van drie seconden die volgens schema vijftien seconden uit elkaar liggen. The system downhole periodically collects data records of three seconds that are separated according to scheme fifteen seconds. Elk zodanig verzamelen vindt daarom op een vooraf 5 bepaalde tijd plaats als er een mogelijkheid is dat activering van bron 14 kan plaatsvinden. Each such collection, therefore, takes place in a pre-specified time 5 place if there is a possibility that activation of source 14 can take place.

De werkwijze volgens de uitvinding omvat verschillende algoritmen voor signaalherkenning waarbij werkelijke signaal informatie onttrokken wordt aan de optekeningen van de ontvangers 30 zodat de 10 uiteindelijke opgeslagen data compact is en praktisch voor 100% bruikbaar. The process according to the invention comprises different algorithms for signal recognition in which actual information signal is taken from the records of the receivers 30, 10 so that the final stored data is compact and practical for 100%. Deze eliminering van niet bruikbare data houdt waardevolle telemetrietijd in stand en/of maakt het mogelijk dat het apparaat langer werkzaam is voordat het moet worden uitgeschakeld om opgeslagen data eruit te halen door het geheugen efficiënt te gebruiken. This elimination of unusable data hold valuable telemetry time position and / or allows the device works longer before it needs to be disabled to remove stored data by using the memory efficiently. Zoals 15 hierboven genoemd en afhankelijk van de nauwkeurigheid van het signaalherkenningsalgoritme kan het de voorkeur verdienen om signaalbewerking uit te voeren slechts dan wanneer de bewegings- en stromingssensoren aangeven dat het boren gestopt is en dat de "mud" stroming onderbroken is. As 15 mentioned above, and depending on the accuracy of the signal recognition algorithm, it may be preferred to carry out signal processing only when indicate the movement and flow sensors that the drilling has stopped and that the "mud" flow has been interrupted.

20 Figuur 5 toont een signaalherkenningstechniek voor echte signalen volgens de uitvinding. 20 Figure 5 shows a signal detection technique for real signals according to the invention. Een correlatie-algoritme wordt gebruikt om na elkaar opgetekende signaaldata van de ontvangers 30 te vergelijken. A correlation algorithm is used to compare one after the other recorded signal data from the receivers 30. Elk opgetekend spoor (1, 2, 3, 4...) is een tijds interval, bijvoorbeeld drie seconden, dat gesynchroniseerd is met het 25 schema van het afvuursysteem 15 bovenaan het boorgat zodat, als een signaal wordt opgewekt, het wordt opgevangen in een optekening. Each recorded track (1, 2, 3, 4 ...) is a time interval, for example three seconds, which is synchronized with the 25 circuit diagram of the firing system 15 at the top of the bore hole so that, when a signal is generated, it is collected in a recording. Nauwkeurige synchronisatie is slechts noodzakelijk als absolute tijdinformatie nodig is. Accurate synchronization is only necessary if absolute time information is required. Anders kan basiscommunicatie worden verkregen door het eenvoudig segmenteren van een continue optekening in opeen-30 volgende tijdvensters met een duur gelijk aan de periode van de activering van bron 14. Bij voorkeur dient het eerste monster van een gesegmenteerd spoor onmiddellijk te volgen op het laatste monster van het voorgaande spoor. Otherwise the basis of communication can be obtained by simply segmenting a continuous record in successive 30 successive time windows having a duration equal to the period of activation of source 14. Preferably, has to follow the first sample of a segmented track immediately the last sample from the preceding track. Correlatieconcepten zijn verder beschreven in AV 0ΡΡΕΝΗΕΙΜ EN RW SCHAFER, DIGITAL SIGNAL PROCESSING 556 35 Prentice-Hall 1975. Correlation Concepts are further described in AV 0ΡΡΕΝΗΕΙΜ AND RW SCHAFER, DIGITAL SIGNAL PROCESSING 556 35 Prentice-Hall, 1975.

11 11

De basiscorrelatietechniek behelst het correleren van signaaldata van na elkaar opgetekende sporen, bijvoorbeeld sporen ("X") en ("ƒ"). The basic correlation technique involves correlating signal data of consecutively recorded tracks, for example tracks ( "X") and ( "ƒ"). Het eerste spoor x kan een optel of een gemiddelde zijn van geaccumuleerde signaaldata golfvormen waarvan bepaald is dat 5 ze een werkelijk signaal hebben (door de iteratieve technieken van de hieronder beschreven uitvinding) voorafgaand aan de accumulatie van spoor y. The first track x may be a summation or an average of accumulated signal data waveforms which has been determined is that 5 they have a real signal (due to the iterative techniques of the invention described below) prior to accumulation of the trace y. Voor het geval er slechts twee sporen x en y zijn accepteert de werkwijze X als een enkel opgetekend spoor en keert ook weer terug naar dit geval nadat een spoor is opgetekend dat geen werkelijk 10 signaal als inhoud heeft. In case there are only two tracks x and y are the X method is not accepted as a single recorded trace, and also returns to this case, after a track is recorded that does not have a real signal 10 as a content. Bovendien worden de sporen x, y genomen als ingangssignalen voor coherentie en signaal-ruisdecompositiewerkwijzen. In addition, the traces x, y are taken as input signals for coherence and signal-to-ruisdecompositiewerkwijzen. In het volgende worden de sporen x, y geschreven als x; In the following, the traces x, y can be written as x; en y,, waar 1 een tijdindex is. and y ,, where 1 is a time index.

Voor N monsters van sporen x, y wordt de correlatie 15 berekend zoals getoond in vergelijking (1) hieronder. For N samples of traces x, y is calculated in the correlation 15, as shown in equation (1) below.

Cxy(m)= (!) /7=0 Cxy (m) = (|) / 7 = 0

Het toepassen van deze vergelijking op een set optekeningen verkregen 20 van de ontvangers 30 onder in het boorgat levert de golfvorm van het type getoond in figuur 6. De correlatiegolfvorm getoond in figuur 6 toont een gedeelte met een werkelijk signaal in het tijdvenster Ts en een ruisgedeelte in het tijdvenster Tn. The use of this equation in a set of records obtained 20 of the receivers 30, the bottom of the borehole provides shown of the type of wave form in Figure 6. The correlation waveform shown in Fig 6 shows a part of a real signal in the time window T s and a noise portion in the time window Tn. De waarschijnlijkheid dat een bronsignaal werkelijk aanwezig is in het tijdvenster Ts wordt gemeten 25 door de verhouding te berekenen van de kwadratisch gemiddelde (RMS) amplitude binnen de twee vensters zoals getoond in vergelijking (2) hieronder en dat uitdrukkend als een waarschijnlijkheid P. The probability that a source signal is truly present is measured in the time slot Ts 25, by calculating the ratio of the root mean square (RMS) amplitude within the two windows as shown in equation (2) below, and expressing it as a probability P.

30 P — ' i 'vr' (2) t„ L· '>' 7; 30 P - 'i' vr '(2) to "L ·> 7;

De waarschijnlijkheid P wordt vergeleken met een vooraf bepaalde drempel om te bepalen of activering van bron 14 heeft plaats gevonden. The probability P is compared with a predetermined threshold to determine whether activation of source 14 has occurred. 35 Als de waarschijnlijkheid de drempelwaarde overschrijdt kan de \ Π ···. 35 If the probability exceeds the threshold, the \ Π ···. 5 1 12 processor 32 onder in het boorgat passende actie ondernemen en is basiscommunicatie bereikt. 5 1 12 processor 32 under appropriate action to take in the borehole and has been achieved based communication.

Volgens een ander aspect van de uitvinding worden de sporen x, y van de opeenvolgende opgetekende signaaldata geanalyseerd op 5 "coherentie", een bekende maat voor gelijkenis. According to another aspect of the invention, the traces x, y of the successive recorded signal data analyzed on 5 "coherence", a well-known measure of similarity. Coherentie-analyse wordt verder beschreven in SL MARPLE JR., DIGITAL SPECTRAL ANALYSIS WITH APPLICATIONS 390 Prentice-Hall 1987. De coherentiefunctie wordt hieronder getoond als vergelijking (3) waarin Pxy de spectrale ver-mogensdichtheid is (zoals bekend aan de vakman) en ƒ de frequentie. Coherence analysis is further described in SL MARPLE JR., DIGITAL SPECTRAL ANALYSIS WITH APPLICATIONS 390 Prentice-Hall 1987. The coherence function is shown below as equation (3) where Pxy is the spectral far-power density (as known to those skilled in the art), and ƒ the frequency. De 10 coherentiefunctie wordt berekend voor elke frequentie en levert een waarde tussen 0 en 1 welke aangeeft hoe goed bij welke frequentie het ingangssignaal X overeenkomt met het ingangssignaal y. 10, the coherence function is calculated for each frequency, and provides a value between 0 and 1, which indicates how well the frequency at which the input signal X corresponds to the input signal y.

Co 1 pM Co 1 pM

15 XyU) PM)Pyyif) (3) 15 XYU) PM) Pyyif) (3)

Figuur 7 illustreert een typische coherentiefunctie. Figure 7 illustrates a typical coherence function. Als de functie varieert tussen 0 en 1 kan hij worden gebruikt om de waarschijnlijkheid te bepalen dat in een optekening een werkelijk signaal 20 aanwezig is. If the function varies between 0 and 1, it can be used to determine the likelihood that a real signal 20 is present in a record. De waarschijnlijkheid dat opeenvolgende optekeningen eerder een werkelijk signaal bevatten dan ruis wordt berekend volgens vergelijking (4) hieronder, welke een gemiddelde is van de coherentiefunctie binnen een frequentieband Δ/. The likelihood that consecutive records contain a real signal rather than noise is calculated according to equation (4) below, which is an average of the coherence function within a frequency band Δ /.

25 P = ~k Σ, COrAf) (4) l\{ 25 P ~ = Σ k, CORAF) (4) l \ {

De frequentieband Δ/ wordt gekozen volgens bekende karakteristieken van het specifieke signaal dat wordt opgewekt door de signaalbron 14, di seismische signaalkarakteristieken. The frequency band Δ / is selected in accordance with known characteristics of the specific signal that is generated by the signal source 14, ie, seismic signal characteristics. Zoals in de correlatie-30 techniek volgens de uitvinding wordt de waarschijnlijkheid P ver geleken met een vooraf bepaalde drempel om te bepalen of activering van bron 14 heeft plaats gevonden. As shown in the correlation-30 technique according to the invention, the probability P were compared with a predetermined threshold to determine whether activation of source 14 has occurred. Als de waarschijnl i jkheid P de drempelwaarde overschrijdt kan de processor 32 onder in het boorgat geschikte actie ondernemen en is basiscommunicatie bereikt. If waarschijnl i jkheid P exceeds the threshold value can take the appropriate action processor 32 downhole and reached basic communication.

35 Nog een ander aspect van de uitvinding is gebaseerd op decompositie van signaal en ruis. 35 Still another aspect of the invention is based on the decomposition of signal and noise. Er wordt aangenomen dat elke iv 13 optekening een component van een werkelijk signaal bevat en een ruiscomponent. It is believed that any iv record 13 contains a component of an actual signal and a noise component. Volgens deze techniek wordt het signaal geschat door de som van de x en y sporen te nemen en wordt de ruis geschat door het verschil tussen de x en y sporen te nemen. According to this technique, the signal is estimated by the sum of the x and y take tracks, and the noise is estimated by taking the difference between the x and y traces. Figuur 8 illustreert de 5 resultaten van deze som- en verschil berekeningen. 5 Figure 8 illustrates the results of the sum and difference calculations. Het bovenste signaal s is de som van de x en y sporen en het onderste signaal n is het verschil tussen de x en y sporen. The upper signal s is the sum of the x and y traces and the lower signal n is the difference between the x and y traces.

De signaal en ruis decompositietechniek wordt verfijnd door een tijdvenster te kiezen {Ts in figuur 8) waarbinnen een werkelijk 10 signaal wordt verwacht (het is bekend dat het een of andere vroege deel van de signaaldatagolfvorm op geen enkele wijze een signaalinhoud kan hebben vanwege de nauwe synchronisatie van de systemen bovenaan het oppervlak en onder in het boorgat) door de signaal energie te berekenen onder gebruikmaking van vergelijking (5) hieronder, 15 s = iXs2 (5) ·/; The signal and noise decompositietechniek is refined by selecting a time window {Ts in Figure 8) within which an actual 10 signal is expected (it is known that the one or other early part of the signal data waveform is in no way may have a signal content because of the close synchronization of the systems to calculate the top of the surface and the bottom of the drill hole) through the signal energy using equation (5) below, 15 s = iXs2 (5) · /; door een eerste ruisenergie te berekenen onder gebruikmaking van vergelijking (6) hieronder, 20 lr , Λ'~ίΓ?” (6) en door een eerste waarschijnlijkheid voor het hebben van een inhoud van een werkelijk signaal te vinden onder gebruikmaking van verge-25 lijking (7) hieronder die de verhouding is van werkelijk signaal tot werkelijk signaal plus ruis (7) 30 by calculating a first noise power using equation (6) below, 20 lr, Λ '~ ίΓ? "(6), and by finding a first probability for having a content of an actual signal using comparative 25 equation (7) below, which is the ratio of true signal to actual signal plus noise (7) 30

De signaal en ruis decompositietechniek zowel als elk van de andere bovenbeschreven technieken wordt verder verbeterd door de signaalenergie te berekenen in het verwachte ruisvenster Tn zoals getoond in vergelijking (8) hieronder. The signal and noise decompositietechniek as well as any of the other techniques described above is further improved by calculating the signal energy in the expected noise window Tn as shown in equation (8) below.

35 14 ν,=±Σ*3 (8) Ιη Τ„ 35 14 ν, = ± Σ * 3 (8) Ιη Τ "

Met de vergelijkingen (5) en (8) wordt een tweede waarschijnlijkheid dat werkelijk signaal aanwezig is berekend onder gebruikmaking van 5 vergelijking (9) hieronder. With the equations (5) and (8), a second probability that real signal is present, is calculated using equation 5 (9) below.

S S

(9) s + a2 (9) s + a2

De vakman zal onderkennen dat de totale waarschijnlijkheid dat een 10 werkelijk signaal aanwezig is in de optekeningen wordt gevonden door het product te nemen van P, en P2. The skilled artisan will recognize that the overall probability that a 10 real signal is present is found in the records by taking the product of P, and P2. De aldus beschreven werkwijze kan worden gebruikt om twee signaaldatagolfvormen tegelijkertijd te vergelijken. The thus described process can be used to signal two data waveforms to be compared at the same time. Zoals in meer detail hieronder zal worden beschreven maakt de uitvinding het mogelijk om meer golfvormen tegelijkertijd te 15 vergelijken. As described in more detail will be described below, the invention makes it possible to simultaneously compare to 15, more waveforms.

Zoals getoond in figuur 9 begint de communicatiemethode volgens de uitvinding met het accumuleren van optekeningen van signaaldata op 110. Signaaldata kunnen onmiddellijk terzijde worden geschoven indien de sensoren op 112 stroming van "mud" of op 114 20 beweging aangeven. As shown in Figure 9 starts the communication method according to the invention with the accumulating records of data signal at 110. Signal Data can be pushed aside immediately indicate if the sensors 112 on the flow of "mud", or 114 20 movement. Figuur 4 toont een selectie van signaaldatagolf- vormen opgetekend overeenkomstig de uitvinding. Figure 4 shows a selection of signaaldatagolf- are recorded according to the invention. In het bijzonder toont figuur 4 optekeningen genummerd 260 tot 300 waarbij elk een 3 seconden optekening is. In particular, Figure 4 shows records numbered 260 to 300 each of which is a 3-second record. De vakman zal beseffen dat optekeningen 260 tot 272 en optekeningen 289 tot 300 geen enkel werkelijk signaal bevatten en 25 slechts ruis zijn. The skilled artisan will realize that records contain 260 to 272 and 289 to 300 records any real signal, and only 25 are noise. Optekeningen 273 tot 288 tonen duidelijk aan dat zij signalen van een werkelijk bron bevatten. Records 273 through 288 show clearly that they contain signals from a genuine source. Vanwege de nauwe synchronisatie van de bron en de recorders (bovenbeschreven) is het in dit voorbeeld bekend dat een werkelijk signaal niet dient te worden gedetecteerd binnen één seconde van het opnemen. Due to the tight synchronization of the source and the recorders (described above), it is known in this example that a signal is not really needs to be detected within one second from the recording. Evenzo dient de 30 eerste ene seconde van elke optekening ruis te bevatten. Similarly, should contain the first 30, one second of each recording noise. Nadat alle optekeningen zijn geaccumuleerd (of nadat een voldoende aantal optekeningen is geaccumuleerd) wordt elke optekening verdeeld in twee tijdvensters Tn (de eerste ene seconde) en Ts (de rest van de optekening) zoals getoond in stap 116 in figuur 9. De volgende stappen 35 worden uitgevoerd voor ieder glijdende groep van M optekeningen zoals aangeduid met 118 in figuur 9. After all the records have been accumulated (or after a sufficient number of records has been accumulated), each record is divided into two time windows Tn (the first one second) and Ts (the remainder of the recording process) as shown in step 116 in Figure 9. The following steps 35 are performed for each sliding group of M records as indicated at 118 in Figure 9.

') 0 'ï h £ ^ : 15 ') 0' ï £ ^ h: 15

Zoals getoond bij 120 in figuur 9 wordt een berekening van de gelijkenis (P2) slechts uitgevoerd in de Ts vensters met een glijdende groep van een aantal M sporen overeenkomstig vergelijking (10). As shown at 120 in Figure 9 is merely carried out a calculation of the similarity (P2) in the Ts windows with a sliding group of a plurality of M tracks in accordance with equation (10). Verdere beschrijving van gelijkenisberekeningen kan worden 5 gevonden in NS Neidal! Further description of similarity calculation can be found in NS 5 Neidal! en MT Taner, Semblance and Other Coherency Measures for Multichannel Data, 34 GEOPHYSIC 1971, 482-97. and MT Taner, Semblance and Other Measures for Multichannel Data Coherency, 34 GEOPHYSIC 1971, 482-97.

ς(ς,)2 ^-Sr- (ίο) ίο ΜΣΣχ· , =ir, ς (ς) 2 ^ -Sr- (ίο) ίο ΜΣΣχ ·, = ir,

De volgende stap bij 122 is het berekenen van de ruisenergie /V* in de ruisvensters Tn overeenkomstig vergelijking (11) en bij 124 om de signaal energie S* in het werkelijke signaal venster Ts te 15 berekenen overeenkomstig vergelijking (12) zoals hieronder getoond. The next step at 122 is to calculate the noise energy / V * in accordance with equation in the noise windows Tn (11), and at 124 to 15 to calculate the signal energy S * in the actual signal window Ts as shown below in accordance with equation (12).

1 ( Λ/ V 1 (Λ / V

ου Λ, r„ ν /=1 its ου Λ, r "ν / = 1 its

1 ( Μ V 1 (Μ V

ί·-7ΣΣ«. ί · -7ΣΣ ". uzi 7 * η V <=ι / 25 uzi 7 * η V <= ι / 25

De volgende stap bij 126 is om de verhouding te berekenen van de energie aan werkelijk signaal en de energie aan werkelijk signaal met ruis om een tweede waarschijnlijkheid te verkrijgen zoals getoond in vergelijking (13) en dan bij 128 het product van P} en P2 te berekenen. The next step at 126 is to calculate the ratio of the energy of true signal, and the energy to really noisy signal in order to obtain a second probability, as shown in equation (13), and then at 128 the product of P} and P2 to calculate.

30 s- S +N (13) 30 s- S + N (13)

Figuur 10 toont het product van P2 en P2 over het bereik van optekeningen getoond in figuur 4 waar berekeningen werden gemaakt 35 onder gebruikmaking van M=3 (di berekeningen werden gemaakt onder gebruikmaking van de glijdende groep van drie optekeningen tegelijker- 16 tijd). Figure 10 shows the product of P2 and P2 are shown over the range of records in Figure 4 where calculations were made using 35 M = 3 (ie, calculations were made using the sliding group of three records at the same 16 time). De getallen op de X-as in figuur 10 komen overeen met de getallen op de Y-as van figuur 4, vermindert met 259, di spoor 260 in figuur 4 komt overeen met spoor nummer 1 in figuur 10. Overeenkomstig de uitvinding wordt een vooraf bepaalde drempelwaarde P 5 (bijvoorbeeld 0,7) gebruikt om te beslissen op grond van de resultaten weergegeven in figuur 10 welke van de optekeningen signalen van een werkelijke bron bevatten. The numbers on the X-axis in Figure 10 correspond to the numbers on the Y-axis of Figure 4, reduces by 259, ie trace 260 in Figure 4 corresponds to track number 1 in Figure 10. In accordance with the invention, a pre- -determined threshold value P 5 (for example 0.7) is used to decide on the basis of the results shown in Figure 10, which of the records contain the signals of a real source. Zoals getoond bij 130 in figuur 9 wordt elk verkregen product vergeleken met de drempel. As shown at 130 in Figure 9 each obtained product is compared to the threshold. Als het de drempel overschrijdt wordt de optekening opgeslagen bij 132. Als het de 10 drempel niet overschrijdt wordt de optekening bij 134 verworpen. If it exceeds the recording is stored, the threshold at 132. If it does not exceed the recording is rejected at 134, the 10 threshold.

Als eenmaal is bepaald welke signaaldata-optekeningen signalen van een werkelijke bron voorstellen kunnen dan specifieke bewerkingen worden uitgevoerd op de representaties van de data (di de golfvormen) om een antwoord voor te bereiden om te worden verzonden 15 naar het oppervlak met behulp van MWD telemetrie of door andere in het vakgebied bekende modi. Once it is determined which signal data records signals from a real source proposals can then specific operations are carried out on the representations of the data (ie, the waveforms) in order to prepare a response to be sent 15 to the surface using MWD telemetry or by other modes known in the art. Daarom brengt het activeren van de bron 14 volgens een vooraf bepaald schema basiscommunicatie tot stand die aan het instrument 40 onder in het boorgat aangeeft dat het een specifieke actie of bewerking dient uit te voeren. Therefore, bringing the activation of the source 14 in accordance with a predetermined schedule based communication is established which indicates to the instrument 40 at the bottom of the bore that it is intended to carry out a specific action or operation. Zoals getoond in figuur 9 20 werkt het algoritme in een lus die wordt herhaald als nieuwe signaal-data wordt opgenomen. As shown in Figure 9, the algorithm 20 operates in a loop which is repeated is taken as a new signal-to-data.

Het zal worden beseft door de vakman die het voordeel heeft van deze beschrijving dat de communicatietechnieken volgens de uitvinding niet beperkt zijn tot een specifiek type signaaltransmissie 25 tussen uitrusting bovenaan en uitrusting onder in het boorgat. It will be appreciated by the skilled artisan having the benefit of this disclosure that the communication techniques according to the invention are not limited to a specific type of signal transmission gear 25 between the top and equipment at the bottom of the borehole. Een systeem overeenkomstig de uitvinding kan worden geïmplementeerd onder gebruikmaking van verschillende signaalopwekking/-transmissiemiddelen, inclusief seismische, EM telemetrie of drukvariaties in de boorpijp. A system can be implemented in accordance with the invention, using various signal generating / -transmissiemiddelen, including seismic, EM telemetry, or pressure variations in the drill pipe.

Voor het doel van deze beschrijving zal duidelijk worden 30 begrepen dat het woord "omvattend" betekent "omvattend maar niet beperkt tot" en dat het woord "omvat" een overeenkomstige betekenis heeft. For the purpose of this description, it will be clearly understood 30 that the word "comprising" means "including but not limited to", and that the word "comprises" has a corresponding meaning.

Hierin zijn verschillende uitvoeringsvormen van werkwijzen en apparaten beschreven en getoond voor efficiënte communicatie met 35 een instrument onder in het boorgat. Herein various embodiments of methods and apparatus are described and shown for efficient communication with a tool 35 at the bottom of the borehole. Alhoewel specifieke uitvoeringsvormen van de uitvinding zijn beschreven is het niet de bedoeling dat 101 Be-,. Although have been described particular embodiments of the invention, it is not intended that 101 Working ,.

17 de uitvinding daartoe is beperkt en het is de bedoeling dat de uitvinding zo breed zij in omvang als toelaatbaar is volgens de stand der techniek en dat de beschrijving op dezelfde wijze wordt gelezen. 17, the invention is limited thereto, and it is intended that the invention be as broad in scope as it is permissible according to the prior art and that the specification be read in the same manner. Daarom zal worden beseft door de vakman dat nog andere modificaties 5 zouden kunnen worden gemaakt aan de verschafte uitvinding zonder af te wijken van de aldus geclaimde omvang. Therefore, it will be appreciated by those skilled in the art that yet other modifications 5 could be made to the provided invention without departing from the scope thus claimed.

Claims (15)

  1. 1. Apparaat voor communicatie met een instrument onder in een boorgat gekenmerkt door een signaal bron bovenaan het boorgat, een 5 programmeerbaar triggersysteem gekoppeld aan de signaalbron bovenaan het boorgat, een klok bovenaan het boorgat gekoppeld aan het programmeerbare triggersysteem voor het volgens een schema activeren van het systeem, een ontvanger onder in het boorgat binnen het instrument onder in het boorgat, signaalbewerkingsmiddelen onder in het boorgat gekoppeld aan de 10 ontvanger onder in het boorgat voor het bewerken van signaal data ontvangen door de ontvanger, geheugen onder in het boorgat gekoppeld aan de signaalbewerkingsmiddelen en een klok onder in het boorgat gekoppeld aan de signaalbewerkingsmiddelen waarin de signaalbewerkingsmiddelen middelen omvatten voor het optekenen van signaal data ontvangen door de 15 ontvanger in het geheugen volgens het schema en vergelijkingsmiddelen voor het bepalen of opgetekende signaal data een signaal van een werkelijke bron r 1. An apparatus for communicating with a tool at the bottom of a borehole, characterized by a signal source at the top of the borehole, combined with a fifth programmable trigger system coupled to the signal source at the top of the well bore, a bell at the top of the borehole to the programmable trigger system for triggering in accordance with a scheme of the system, a receiver at the bottom of the bore hole within the instrument at the bottom of the borehole, signal processing means at the bottom of the bore hole coupled with the 10 receiver provided downhole for processing signal data by the receiver, memory, downhole linked to the signal processing means, and a clock coupled to the bottom of the borehole to the signal processing means in which the signal processing means includes means for recording the signal data received by the 15th recipient in the memory according to the schedule, and comparison means for determining whether recorded signal data is a signal of an actual resource r epresenteren. epresenteren.
    1 8 1 8
  2. 2. Apparaat volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de signaalbron een seismische bron is en de ontvanger een akoestische 20 ontvanger is. 2. The apparatus according to claim 1, characterized in that the signal source is a seismic source and the receiver 20 is an acoustic receiver.
  3. 3. Apparaat volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de vergelijkingsmiddelen middelen omvatten voor het vergelijken van opeenvolgend opgetekende signaaldata op gelijkenis. 3. The apparatus according to claim 1, characterized in that the comparison means comprise means for comparing the sequentially recorded signal data on likeness.
  4. 4. Apparaat volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de 25 vergelijkingsmiddelen segmenten'ngsmiddelen omvatten voor het segmenteren van de opgetekende signaaldata in meerdere tijdvensters. 4. The apparatus according to claim 1, characterized in that the comparison means 25 segmenten'ngsmiddelen comprises means for segmenting the recorded signal data in a plurality of time windows.
  5. 5. Apparaat volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de vergelijkingsmiddelen correlatiemiddelen omvatten voor het uitvoeren van het correlatie-algoritme op de opgetekende signaaldata. 5. The apparatus according to claim 1, characterized in that the comparison means comprise correlation means for performing the correlation algorithm on the recorded signal data.
  6. 6. Apparaat vol gens conclusie 1, met het kenmerk, dat de vergelijkingsmiddelen coherent!emiddelen omvatten voor het opwekken van 1 9 een coherent!efunctie voor de opgetekende signaal data. 6. The apparatus vol according to claim 1, characterized in that the comparison means coherent! Emiddelen include, for generating a coherent 1 9! Efunctie for the recorded signal data.
  7. 7. Werkwijze voor communicatie met een instrument onder in een boorgat, gekenmerkt door a) het a fvuren van een signaal bron bovenaan het boorgat 5 volgens een schema, b) het ontvangen van signaal data bij het instrument onder in het boorgat volgens het schema en het vaststellen van een aankomsttijdsignaal bij het instrument onder in het boorgat, c) het vergelijken van de signaal data met elkaar om te bepalen 10 of de signaal data een signaal van een werkelijke bron representeren en d) het bewerken van de signaal data waarvan is bepaald dat zij signalen van een werkelijke bron representeren. 7. A method for communicating with a tool at the bottom of a borehole, characterized by a) the a fvuren of a signal source at the top of the drill hole 5 according to a schedule, b) receiving signal data to the instrument at the bottom of the drill hole according to the schedule, and determining a time of arrival signal to the instrument at the bottom of the borehole, c) comparing the signal data with each other in order to determine 10 whether the signal data representing a signal from a real source, and d) processing the signal data which has been determined that they represent signals from a real source.
  8. 8. Werkwijze volgens conclusie 7, met het kenmerk, dat de stap van het vergelijken omvat het vergelijken van opeenvolgende signaal data 15 met betrekking tot gelijkenis. 8. A method according to claim 7, characterized in that the step of comparing comprises comparing successive signal data 15 with respect to similarity.
  9. 9. Werkwijze volgens conclusie 7, met het kenmerk, dat de stap van het vergelijken omvat het segmenteren van de signaal data in een aantal tijdvensters. 9. A method according to claim 7, characterized in that the step of comparing comprises segmenting the data signal into a plurality of time windows.
  10. 10. Werkwijze volgens conclusie 7, met het kenmerk, dat de stap 20 van het vergelijken omvat het uitvoeren van een correlatie-algoritme op opeenvolgende signaal data om een gecorreleerde golfvorm te produceren. 10. The method according to claim 7, characterized in that the step 20 of comparing comprises performing a correlation algorithm on consecutive signal data to produce a correlated waveform.
  11. 11. Werkwijze volgens conclusie 7, met het kenmerk, dat de stap van het vergelijken omvat het opwekken van een coherentiefunctie voor opeenvolgende signaaldata. 11. A method according to claim 7, characterized in that the step of comparing comprises generating a coherence function for consecutive signal data.
  12. 12. Werkwijze voor het communiceren met een instrument onder in een boorgat, gekenmerkt door a) het afvuren van een signaal bron op een verwijderde locatie, b) het ontvangen van signaaldata geassocieerd met het signaal bij het instrument onder in het boorgat, 30 c) het vaststellen van een aankomstti jdsignaal bij het instrument onder in het boorgat, d) het segmenteren van de signaal data in gebeurtenissen gedefinieerd door een tijdsperiode, e) het vergelijken van de gesegmenteerde signaal data om te bepalen of die signaaldata een signaal van een werkelijke bron 5 representeren en f) het bewerken van de signaaldata waarvan bepaald is dat zij een signaal van een werkelijke bron representeren. 12. A method for communicating with a tool at the bottom of a borehole, characterized by a) the firing of a signal source at a remote location, b) receiving of signaling data is associated with the signal at the instrument downhole, 30 c) determining a aankomstti jdsignaal with the instrument at the bottom of the borehole, d) segmenting the signal data in events defined by a period of time, e) comparing the segmented signal data in order to determine whether that signal data a signal from a real source 5 represent, and f) processing the signal data which is determined to represent a signal of a real source.
  13. 13. Werkwijze volgens conclusie 12, met het kenmerk, dat de stap van het segmenteren omvat het segmenteren van de signaaldata in 10 gebeurtenissen gedefinieerd door een gelijke tijdsperiode geassocieerd met het afvuren van de signaal bron. 13. A method according to claim 12, characterized in that the step of segmenting comprises segmenting the data signal into 10 events defined by an equal time period associated with the firing of the signal source.
  14. 14. Werkwijze volgens conclusie 12, gekenmerkt door het verder omvatten van het instrueren van het instrument om een bewerking uit te voeren gebaseerd op de bewerkte signaaldata. 14. A method according to claim 12, characterized by further comprising instructing the device to perform an operation based on the processed signal data.
  15. 15. Werkwijze volgens conclusie 12, gekenmerkt door het verder omvatten van het zenden van enkele of alle van de bewerkte signaaldata naar een locatie aan het oppervlak. 15. The method according to claim 12, characterized by further comprising transmitting some or all of the processed data signal to a location on the surface.
NL1016341A 1999-10-29 2000-10-05 A method and apparatus for communicating with a tool at the bottom of a borehole. NL1016341C2 (en)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US42980499 true 1999-10-29 1999-10-29
US42980499 1999-10-29
US09514866 US6308137B1 (en) 1999-10-29 2000-02-28 Method and apparatus for communication with a downhole tool
US51486600 2000-02-28

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NL1016341A1 true NL1016341A1 (en) 2001-05-02
NL1016341C2 true NL1016341C2 (en) 2002-08-27

Family

ID=27028350

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NL1016341A NL1016341C2 (en) 1999-10-29 2000-10-05 A method and apparatus for communicating with a tool at the bottom of a borehole.

Country Status (3)

Country Link
CA (1) CA2320576C (en)
GB (1) GB2355739B (en)
NL (1) NL1016341C2 (en)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007149324A3 (en) * 2006-06-16 2008-04-17 Baker Hughes Inc Estimation of properties of mud
US7765862B2 (en) * 2007-11-30 2010-08-03 Schlumberger Technology Corporation Determination of formation pressure during a drilling operation

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5065825A (en) * 1988-12-30 1991-11-19 Institut Francais Du Petrole Method and device for remote-controlling drill string equipment by a sequence of information
US5579283A (en) 1990-07-09 1996-11-26 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for communicating coded messages in a wellbore
WO1997014869A1 (en) * 1995-10-20 1997-04-24 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals
WO1998045731A1 (en) * 1997-04-07 1998-10-15 Carstensen Kenneth J High impact communication and control system
GB2334982A (en) * 1997-12-18 1999-09-08 Baker Hughes Inc Measurement-while-drilling apparatus with formation engaging pad mounted sensors
US5955966A (en) * 1996-04-09 1999-09-21 Schlumberger Technology Corporation Signal recognition system for wellbore telemetry
US6078868A (en) * 1999-01-21 2000-06-20 Baker Hughes Incorporated Reference signal encoding for seismic while drilling measurement

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5065825A (en) * 1988-12-30 1991-11-19 Institut Francais Du Petrole Method and device for remote-controlling drill string equipment by a sequence of information
US5579283A (en) 1990-07-09 1996-11-26 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for communicating coded messages in a wellbore
WO1997014869A1 (en) * 1995-10-20 1997-04-24 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals
US5955966A (en) * 1996-04-09 1999-09-21 Schlumberger Technology Corporation Signal recognition system for wellbore telemetry
WO1998045731A1 (en) * 1997-04-07 1998-10-15 Carstensen Kenneth J High impact communication and control system
GB2334982A (en) * 1997-12-18 1999-09-08 Baker Hughes Inc Measurement-while-drilling apparatus with formation engaging pad mounted sensors
US6078868A (en) * 1999-01-21 2000-06-20 Baker Hughes Incorporated Reference signal encoding for seismic while drilling measurement

Also Published As

Publication number Publication date Type
GB0021360D0 (en) 2000-10-18 grant
CA2320576A1 (en) 2001-04-29 application
CA2320576C (en) 2004-11-02 grant
GB2355739B (en) 2001-12-19 grant
GB2355739A (en) 2001-05-02 application
NL1016341A1 (en) 2001-05-02 application

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Lang et al. Estimating slowness dispersion from arrays of sonic logging waveforms
US3376950A (en) Acoustical well logging methods and apparatus for determining the dip and other characteristics of earth formations traversed by a borehole
US5684693A (en) Method for bit-stream data compression
US5678643A (en) Acoustic logging while drilling tool to determine bed boundaries
US4639901A (en) Method for testing cableless seismic digital field recorders
US6084826A (en) Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US4460059A (en) Method and system for seismic continuous bit positioning
US6832161B1 (en) Method for attenuating water layer multiples
US4057780A (en) Method for describing fractures in subterranean earth formations
US6526354B2 (en) Sonic well logging for alteration detection
US4575830A (en) Indirect shearwave determination
US5392213A (en) Filter for removal of coherent noise from seismic data
US4567759A (en) Method and apparatus for producing an image log of a wall of a borehole penetrating an earth formation
US5008625A (en) Method and apparatus for logging and displaying a two dimensional image of spontaneous potential
US20050034917A1 (en) Apparatus and method for acoustic position logging ahead-of-the-bit
US5963508A (en) System and method for determining earth fracture propagation
US5926437A (en) Method and apparatus for seismic exploration
US4601024A (en) Borehole televiewer system using multiple transducer subsystems
US5144589A (en) Method for predicting formation pore-pressure while drilling
US7046581B2 (en) Well-to-well tomography
US5524100A (en) Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys
US4693336A (en) Underwater seismic testing
US4594691A (en) Sonic well logging
US2779428A (en) Seismic surveying
US4223399A (en) Seismic exploration method

Legal Events

Date Code Title Description
AD1A A request for search or an international type search has been filed
RD2N Patents in respect of which a decision has been taken or a report has been made (novelty report)

Effective date: 20020626

PD2B A search report has been drawn up
VD1 Lapsed due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20080501

VD1 Lapsed due to non-payment of the annual fee

Effective date: 20090501