NL1016341C2 - Method and device for communication with an instrument at the bottom of a borehole. - Google Patents
Method and device for communication with an instrument at the bottom of a borehole. Download PDFInfo
- 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
- Netherlands
- Prior art keywords
- signal
- signal data
- borehole
- source
- instrument
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 51
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 23
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 15
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 8
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 claims 2
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 10
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 7
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FLDSMVTWEZKONL-AWEZNQCLSA-N 5,5-dimethyl-N-[(3S)-5-methyl-4-oxo-2,3-dihydro-1,5-benzoxazepin-3-yl]-1,4,7,8-tetrahydrooxepino[4,5-c]pyrazole-3-carboxamide Chemical compound CC1(CC2=C(NN=C2C(=O)N[C@@H]2C(N(C3=C(OC2)C=CC=C3)C)=O)CCO1)C FLDSMVTWEZKONL-AWEZNQCLSA-N 0.000 description 1
- 241000965255 Pseudobranchus striatus Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Stored Programmes (AREA)
Description
Korte aanduiding: Werkwijze en apparaat voor communicatie met een instrument onder in een boorgat.Brief indication: Method and device for communication with an instrument at the bottom of a borehole.
De uitvinding heeft betrekking op een apparaat voor 5 communicatie met een instrument onder in een boorgat.The invention relates to an apparatus for communication with an instrument 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 of communication with an instrument 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. 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. 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. Indicaties van de metingen moeten dan door het boorgat naar boven naar het aardoppervlak worden verzonden. Het is reeds lang een 20 doel geweest om datatransmissiesystemen te ontwikkelen die niet het gebruik van elektrische geleiders vereisen. 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; (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; (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; 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.In the exploration and production of oil and gas, communication techniques between a device at the top of the borehole and an instrument at the bottom of the borehole play a role. Recording-during-drilling (logging-whi1e-dri11ing, LWD) or measurement-during-drilling (measurement-while-drilling, MWD) involves the transmission to the earth surface of measurements taken in the borehole during the drilling. The measurements are generally made by instruments mounted within a drill collar above the drill head to obtain information such as the position of the head, oil / gas composition / quality, pressure, temperature, and other geophysical and geological conditions. Indications of the measurements must then be sent upwards to the earth's surface through the borehole. It has long been a goal to develop data transmission systems that do not require the use of electrical conductors. The use of electrical conductors has several serious disadvantages which include: (1) because most well bores include areas exposed to corrosive liquids and high temperatures, a long service life cannot be expected from a data transmission system using electrical conductors; (2) since most well bores extend over considerable distances, data transmission systems using electrical conductors are generally not considered cost-effective, in particular if such systems are used only irregularly or in a limited manner; (3) since all well bores define free spaces during operation that are quite narrow, the use of a wire conduit guide to transmit data can reduce or reduce the free space during operation through which other well drilling operations are performed; and (4) as well bores typically use a number of wire-cut tubular members to form tubular rows 1016341 * 2, the use of an electrical conductor to transmit data within the wellbore complicates forming and breaking down the tubular array 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. 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. 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. De boorvloeistof verwijdert niet alleen geboord materiaal en handhaaft niet alleen de gewenste hydrostatische druk in het boorgat maar koelt ook de boorkop. 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. Optekendata wordt verzonden door de akoestische draaggolf te moduleren als functie van onder in het boorgat gemeten data.Accordingly, the oil and gas industry has abandoned 5 the use of data transmission systems with electrical conductors (often called "hard wiring" or "wire-line") and towards the use of wireless systems to send data within the well bore. The most common set-up for transmitting measurement information uses the drilling fluid within the borehole as an acoustic wave transmission medium, which is modulated to represent the measurement information. Typically, drilling fluid or mud is circulated down through the drill string and drill bit and up through the annular opening defined by the portion of the borehole surrounding the drill string. The drilling fluid not only removes drilled material and not only maintains the desired hydrostatic pressure in the borehole but also cools the drill bit. In a species of the above-cited technique, a downhole acoustic transmitter, known as a rotary valve or "mud siren," repeatedly interrupts the flow of the drilling fluid and causes a varying pressure wave to be generated in the drilling fluid at a frequency that is proportional to the interruption rate. Recording data is transmitted by modulating the acoustic carrier as a function of data measured at the bottom of 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. 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). 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. 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. 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.A type of MWD technique called "Vertical Seismic Profiling (VSP)" involves the use of a seismic source and sensors, together with a memory and computing device for storing and processing the received seismic signals. U.S. Patent No. 5,585,555 describes a method and apparatus for performing VSP measurements where the seismic source is located on or in the vicinity of the surface of the earth (or water). Signals generated by the source are detected by hydrophones or geophones placed in the vicinity of the source on the surface and in the drill string. The geophones or hydrophones in the drill string send the detected signals to a memory and computing unit in the drill string that processes the signals, in whole or in part, and transmits them to the central data processing unit on the installation. The hydrophones or geophones on the surface simultaneously transmit the detected signals to the central data processing unit on the surface while chronometers show identical times connected to the source and to the memory and calculation unit in the drill string make a precise calculation of the travel time of the seismic signals between the source and the geophones or hydrophones in the drill string.
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. In de volgende 60-120 seconden zal de geheugen- en rekeneenheid alle signalen verwerven van de sensoren in de boorkolom. De signalen bevatten zowel de uitgezonden als de gereflecteerde golfvormen. De bronnen moeten binnen 15 een vast tijdsinterval van hun informatie worden ontladen. 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. Deze informatie kan worden teruggestuurd naar het 20 oppervlak onder gebruikmaking van MWD telemetrie terwijl de boorvloeistof weer in circulatie wordt gebracht. Alternatief kan de informatie worden opgeslagen in een geheugen en worden opgehaald als het instrument uitgeschakeld en uit het boorgat gehaald wordt.According to the preferred embodiment of the US 5,585,556 patent circulation of the drilling fluid is interrupted when the sensors in the drill string are activated for recording audio signals emitted from the seismic source. In the next 60-120 seconds, the memory and calculation unit will acquire all signals from the sensors in the drill string. The signals contain both the transmitted and the reflected waveforms. The sources must be discharged from their information within a fixed time interval. After this time interval, the contents of the memory unit are copied to the computing unit and are processed to determine the number of shots, the average arrival time and the average amplitude of the first arrived signals. This information can be returned to the surface using MWD telemetry while the drilling fluid is recirculated. Alternatively, the information can be stored in a memory and retrieved when the instrument is turned off and 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. Daar de verkrijging van data onder uit het boorgat niet- discriminatoir is als de circulatie gestopt is, d.i. het merendeel van 30 de opgeslagen data omvat geen bruikbare signaal informatie; het instrument onder in het boorgat ontvangt continu akoestische golfvormen en slaat continu akoestische golfvormen op zonder enig onderscheid aan te brengen. Omdat MWD telemetrie een zeer smalle band breedte heeft, d.i. één bit per seconde, kan de verzending van 35 onbruikbare informatie de verzending van waardevolle data van andere LWD instrumenten vertragen. 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. 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.A disadvantage of the method described by US patent 5,585,556 is that no method is described for communicating with the downhole tool to notify the downhole tool that VSP shots are about to begin. Since the acquisition of data at the bottom of the borehole is non-discriminatory when circulation is stopped, i.e. the majority of the stored data does not include useful signal information; the bottom bore of the instrument continuously receives acoustic waveforms and continuously stores acoustic waveforms without making any distinction. Because MWD telemetry has a very narrow bandwidth, i.e. one bit per second, the transmission of unusable information can delay the transmission of valuable data from other LWD instruments. Finally, time is wasted, and since the costs of drilling crane time, in particular offshore drilling time, are extremely high, time is essential in obtaining measurement information from underneath the borehole. In addition, although it is possible to store all the data obtained in a downhole memory, most of the memory will be wasted and the instrument will have to be taken out of service more often than desired.
Amerikaans octrooi nr. 5.579.283 beschrijft een werkwijze en apparaat voor het communiceren met gecodeerde boodschappen bij een putboring. 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. 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.U.S. Patent No. 5,579,283 describes a method and apparatus for communicating with coded messages at a well bore. The method uses transmitting and receiving equipment that is in contact with the fluid in the well bore to transmit coded pressure pulses to downhole instruments. A disadvantage of the method described in U.S. Patent 5,579,283 is that the communication technique changes the operating state of the instrument 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.Therefore, there remains a need for a technique to communicate with a downhole tool in an efficient manner that distinguishes between signal data representative of a real signal from a selected signal 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.The object of the invention is to provide methods and equipment for improved communication with an instrument at 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 equipment for obtaining signal data from an instrument at the bottom of the borehole that distinguishes between data representative of an actual source signal and non-usable 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 object of the invention to provide methods to make VSP measurements that are better and use time more efficiently than the methods 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 an instrument at the bottom of the borehole to perform a specific action or method through effective communication.
- n 1 o 'j r ’ .- n 1 o "yr".
55
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 of the present invention includes equipment at the top and 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.To this end, an apparatus according to the invention is characterized by a signal source at the top of the borehole, a programmable trigger system coupled to the signal source at the top of the borehole, a clock at the top of the borehole coupled to the programmable trigger system, a receiver at the bottom of the borehole within the instrument at the bottom in the borehole, signal processing means at the bottom of the borehole 10 coupled to the receiver at the bottom of the borehole for processing of signal data received by the receiver, memory at the bottom of the borehole coupled to the signal processing means and a clock at the bottom of the borehole coupled to the signal processing means, which signal processing means means for recording signal data received by the receiver in the memory and comparing means for determining whether stored signal data represents a signal from an actual 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.To this end, a method according to the invention is characterized by firing a signal source 20 at the top of the borehole according to a schedule, by receiving signal data at the instrument at the bottom of the borehole according to the schedule, comparing said signal data with each other to determine whether signal data represent a signal from an actual source and processing the signal data that is determined to represent signals from an actual source.
De uitrusting bovenaan het boorgat omvat een signaalbron, zoals een seismische bron, (of matrix) gekoppeld aan een programmeerbaar trigger- of vuursysteem en een klok. 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. De uitrusting onder in het boorgat omvat één of meer ontvangers, bij voorkeur akoestische ontvangers, signaalbewerkingsuitrusting, geheugen en een klok. Optioneel kan de 35 uitrusting onder in het boorgat ook andere sensoren omvatten zoalsThe equipment at the top of the borehole includes a signal source, such as a seismic source, (or matrix) coupled to a programmable trigger or firing system and a clock. Optionally, the equipment at the top of the borehole may include receivers (such as acoustic receivers) for receiving reference signals near the source and may include telemetry equipment for receiving MWD signals from the equipment at the bottom of the borehole. The downhole equipment includes one or more receivers, preferably acoustic receivers, signal processing equipment, memory, and a clock. Optionally, the equipment at the bottom of the borehole can also include other sensors such as
101 634'KS101, 634
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 equipment 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. Als het signaal eenmaal is herkend voert het instrument onder in het boorgat een specifieke actie of bewerking uit in respons daarop. 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. 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 communication methods of the present invention include turning on a signal at the top of the borehole that will be recognized by the instrument at the bottom of the borehole. Once the signal is recognized, the instrument performs a specific action or operation at the bottom of the borehole in response thereto. The invention includes, but is not limited to, closely synchronizing the recording of signals detected at the bottom of the borehole with firing the signal source (at the surface or at a remote location) and processing the recorded signal data to produce eliminate useful information. The recording at the bottom of the borehole of signal data can take place continuously or individual recordings can be recorded as a function of time according to a diagram 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. 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. 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. 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.It is assumed that no signal data measurements will be made during drilling, while the drill pipe is moving or "mud" is circulating. According to this aspect, flow sensors and motion sensors at the bottom of the borehole enable the signal processing equipment to determine when signal data is to be recorded representative of actual signals from the source. If the flow sensors and motion sensors at the bottom of the borehole indicate that the drilling has stopped and circulation of the "mud" is interrupted, the signal processing equipment will begin to record signal data received from the receivers. However, since it cannot be assumed that signal measurements will be made each time the drilling is stopped and the "mud" circulation is interrupted, the invention provides additional means to inform the instrument at the bottom of the borehole that signal measurements are intended to proceed 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. 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.The methods according to the invention provide different algorithms for recognizing a signal from an actual source, whereby actual signal data information is extracted from the recordings of the receivers so that the ultimately stored data is compact and practically 100% usable. This elimination of unusable data saves valuable telemetry time Ί 7 and / or allows the device to work 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". 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. 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.According to the methods of the invention, signal data from the receivers recorded successively is compared with each other to determine if they "resemble each other. Subsequent signal data can be derived by extracting recording samples from a moving time window over a continuous recording or by recording individual time records according to a schedule synchronized with a schedule of possible activation of the source. It is not necessary to have a catalog of "usable" or "non-usable" signal data at the bottom of the borehole because successively recorded signal data can be deliberately made similar to repeated activation of the surface source according to a predetermined schedule that is known at the bottom of the instrument in the borehole.
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 are further processed to give values between 0 and 1 (a first probability) and a probability analysis is used to determine whether a recording represents a signal from an 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. 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. 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. De "energie" bevat in elk venster wordt berekend en de energie worden gecombineerd op een zodanige wijze dat een tweede 30 signaalwaarschijnlijkheid wordt verkregen. 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.According to yet another aspect of the invention, the selection of records is improved by dividing each record into multiple time windows. Each recording is preferably divided into two time window, one of which contains noise and the other can contain the signal from an actual source. This is implemented by synchronizing the bells at the bottom of the borehole and on the surface for accurate partitioning of the recordings at the bottom of the borehole. The "energy" contained in each window is calculated and the energy is combined in such a way that a second signal probability is obtained. The first probability and the second probability are multiplied to obtain a third probability that is used to determine the presence or absence of an actual 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 j-a 8Additional objects and advantages of the invention will become apparent to those skilled in the art with reference to the detailed description in conjunction with the accompanying drawings, in which:
Figuur 1 een schematisch weergave is van een als voorbeeld dienende offshore installatie welke de uitvinding omvat.Figure 1 is a schematic representation of an exemplary offshore installation which includes 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 on 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.Figure 3 is a simplified block diagram of the equipment at the bottom of the borehole of the device 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 signal data during a typical drilling operation showing tracks with signal and noise according to the invention.
10 Figuur 5 is een schematisch diagram van de signaaldata- correlatietechniek overeenkomstig de uitvinding.Figure 5 is a schematic diagram of the signal data 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 according to 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 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 in accordance with the invention.
Figuur 9 is een stroomdiagram van een werkwijze volgens de uitvinding.Figure 9 is a flow chart 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.Figure 10 is a graph of the probability calculations of the traces of Figure 4 according to 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. 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. 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. Bij voorkeur omvat de uitrusting 10 bovenaan het boorgat akoestische ontvangers 24 en een recorder 26 voor het opvangen van referentiesignalen nabij de bron. 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. 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.Referring to Figures 1 to 3, an apparatus according to the invention includes equipment 10 at the top of the borehole and equipment 12 at the bottom of the borehole. The equipment at the top of the borehole comprises a signal source (or matrix) 14 coupled to a firing system 16, a programmable processor 18 and a clock 20 coupled to the processor. One embodiment of the invention includes a seismic signal source 14. In the representation of Figure 1, the firing system, the processor, and the clock are placed on an offshore drilling rig 22 and 30, the seismic matrix 14 is deployed near the rig close to the surface of the water . Preferably, the equipment 10 at the top of the borehole includes acoustic receivers 24 and a recorder 26 for receiving reference signals near the source. The equipment 10 at the top of the borehole further preferably comprises telemetry equipment 28 for receiving MWD signals from the equipment at the bottom of the borehole. The telemetry equipment 28 and the recorder 26 are preferably coupled to the processor 18 so that recordings can 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. 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. 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 downhole equipment 12 includes one or more receivers 30, signal processing equipment 32, memory 34 and a clock 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 recordings can be made of signals detected by the receivers in synchronism with the firing of the signal source 14. Preferably, the equipment 12 at the bottom of the borehole also comprises 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. As shown in Figure 1, the equipment 12 at the bottom of the borehole is housed in an instrument 40 at the bottom of the borehole which is part of a drill string shown as it cuts through a borehole below the ocean floor. The clocks 20 and 36 are preferably accurate enough so that they remain within a few milliseconds of each other as long as the device is operating.
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. Dit wordt bereikt door de gedetecteerde signaaldata te segmenteren in tijdvensters of sporen van eindige duur 25 en de data te vergelijken. Met andere woorden de gedetecteerde signaaldata worden gepartitioneerd of opgedeeld in specifieke gebeurtenissen gedefinieerd door een specifieke tijdsperiode. 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.The communication techniques of the invention include identifying the signal data (such as acoustic waveforms) that are detected at the bottom of the borehole with firing the signal source 14 and processing the waveforms to eliminate unusable information. This is achieved by segmenting the detected signal data into time windows or tracks of finite duration and comparing the data. In other words, the detected signal data is partitioned or divided into specific events defined by a specific time period. Although the length of the period can be varied, each track is preferably defined by the same time period associated with the firing schedule 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. 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. Het systeem onder in het boorgat verzamelt periodiek data met optekeningen van drie seconden die volgens schema vijftien seconden uit elkaar liggen. Elk zodanig verzamelen vindt daarom op een vooraf 5 bepaalde tijd plaats als er een mogelijkheid is dat activering van bron 14 kan plaatsvinden.The processor 18 is programmed to cause the firing system 16 to activate the signal source 14 according to a scheme known to the equipment 12 at the bottom of the borehole. For example, as described below with reference to Figure 4, the firing system 16 will sequentially activate the signal source 14 sixteen times with a fifteen second pause between each firing and then not again until the bottom of the borehole has shifted to a different depth. The system at the bottom of the borehole periodically collects data with recordings of three seconds that are fifteen seconds apart according to the schedule. Each such collection therefore takes place at a predetermined time 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. 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. 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.The method according to the invention comprises various signal recognition algorithms in which actual signal information is extracted from the recordings of the receivers 30 so that the final stored data is compact and practically 100% usable. This elimination of unusable data maintains valuable telemetry time and / or allows the device to operate longer before it must be turned off to retrieve stored data by using the memory efficiently. As mentioned above and depending on the accuracy of the signal recognition algorithm, it may be preferable to perform signal processing only when the motion and flow sensors indicate 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. Een correlatie-algoritme wordt gebruikt om na elkaar opgetekende signaaldata van de ontvangers 30 te vergelijken. 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. Nauwkeurige synchronisatie is slechts noodzakelijk als absolute tijdinformatie nodig is. 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. Correlatieconcepten zijn verder beschreven in A. V. 0ΡΡΕΝΗΕΙΜ EN R. W. SCHAFER, DIGITAL SIGNAL PROCESSING 556 35 Prentice-Hall 1975.Figure 5 shows a signal recognition technique for real signals according to the invention. A correlation algorithm is used to compare signal data from the receivers 30 recorded one after the other. Each recorded track (1, 2, 3, 4 ...) is a time interval, for example three seconds, that is synchronized with the schedule of the firing system 15 at the top of the borehole so that, when a signal is generated, it is captured in a record. Accurate synchronization is only necessary if absolute time information is required. Otherwise, basic communication can be obtained by simply segmenting a continuous recording into successive time windows with a duration equal to the period of activation of source 14. Preferably, the first sample of a segmented track should immediately follow the last sample from the previous track. Correlation concepts are further described in A. V. 0ΡΡΕΝΗΕΙΜ AND R. W. SCHAFER, DIGITAL SIGNAL PROCESSING 556 35 Prentice-Hall 1975.
1111
De basiscorrelatietechniek behelst het correleren van signaaldata van na elkaar opgetekende sporen, bijvoorbeeld sporen ("X") en ("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. 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. Bovendien worden de sporen x, y genomen als ingangssignalen voor coherentie en signaal-ruisdecompositiewerkwijzen. In het volgende worden de sporen x, y geschreven als x; en y,, waar 1 een tijdindex is.The basic correlation technique involves correlating signal data from successively recorded tracks, for example tracks ("X") and ("ƒ"). The first track x may be an addition or an average of accumulated signal data waveforms determined to have an actual signal (by the iterative techniques of the invention described below) prior to the accumulation of track y. In case there are only two tracks x and y, the method X accepts as a single recorded track and also returns to this case after a track has been recorded that has no actual signal as content. In addition, the traces x, y are taken as input signals for coherence and signal-to-noise decomposition methods. In the following, the traces x, y are written as x; 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 tracks x, y, the correlation is calculated as shown in equation (1) below.
Cxy(m)= (!) /7=0Cxy (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. 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.Applying this comparison to a set of records obtained from the bottom bore receivers 30 produces the waveform of the type shown in Figure 6. The correlation waveform shown in Figure 6 shows a portion with an actual signal in the time window Ts and a noise portion in the time window Tn. The probability that a source signal is actually present in the time window Ts is measured by calculating the ratio of the quadratic average (RMS) amplitude within the two windows as shown in equation (2) below and expressing that as a probability P.
30 P — ‘ i 'vr' (2) t„ L· '>' 7;30 P - "i" vr "(2) t" L · ">" 7;
De waarschijnlijkheid P wordt vergeleken met een vooraf bepaalde drempel om te bepalen of activering van bron 14 heeft plaats gevonden. 35 Als de waarschijnlijkheid de drempelwaarde overschrijdt kan de \ Π ···. 5 1 12 processor 32 onder in het boorgat passende actie ondernemen en is basiscommunicatie bereikt.The probability P is compared with a predetermined threshold to determine whether activation of source 14 has taken place. 35 If the probability exceeds the threshold value, the \ Π ···. 5 1 12 processor 32 take appropriate action at the bottom of the borehole and basic communication has been achieved.
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. Coherentie-analyse wordt verder beschreven in S.L. 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. 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.According to another aspect of the invention, the traces x, y of the consecutive recorded signal data are analyzed for "coherence", a known measure of similarity. Coherence analysis is further described in S.L. 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 power density (as known to those skilled in the art) and ƒ the frequency. The coherence function is calculated for each frequency and yields a value between 0 and 1 which indicates how well at which frequency the input signal X corresponds to the input signal y.
Co 1 pMCo 1 pM
15 XyU) PM)Pyyif) (3)15 XyU) PM) Pyyif) (3)
Figuur 7 illustreert een typische coherentiefunctie. 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. 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/.Figure 7 illustrates a typical coherence function. If the function varies between 0 and 1, it can be used to determine the probability that an actual signal is present in a recording. The probability that consecutive recordings contain an actual 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 = ~ k Σ, COrAf) (4) 1 \ {
De frequentieband Δ/ wordt gekozen volgens bekende karakteristieken van het specifieke signaal dat wordt opgewekt door de signaalbron 14, d.i. seismische signaalkarakteristieken. 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. Als de waarschijnl i jkheid P de drempelwaarde overschrijdt kan de processor 32 onder in het boorgat geschikte actie ondernemen en is basiscommunicatie bereikt.The frequency band Δ / is selected according to known characteristics of the specific signal generated by the signal source 14, i.e., seismic signal characteristics. As in the correlation technique of the invention, the probability P is compared with a predetermined threshold to determine whether activation of source 14 has taken place. If the probability P exceeds the threshold value, the processor 32 can take appropriate action at the bottom of the borehole and basic communication is achieved.
35 Nog een ander aspect van de uitvinding is gebaseerd op decompositie van signaal en ruis. Er wordt aangenomen dat elke i v 13 optekening een component van een werkelijk signaal bevat en een ruiscomponent. 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. Figuur 8 illustreert de 5 resultaten van deze som- en verschil berekeningen. 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.Yet another aspect of the invention is based on decomposition of signal and noise. It is assumed that each recording includes a component of an actual signal and a noise component. According to this technique, the signal is estimated by taking the sum of the x and y tracks and the noise is estimated by taking the difference between the x and y tracks. Figure 8 illustrates the 5 results of these sum and difference calculations. The top signal s is the sum of the x and y tracks and the bottom signal n is the difference between the x and y tracks.
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) ·/; 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) 30The signal and noise decomposition technique is refined by choosing a time window {Ts in Figure 8) within which an actual signal is expected (it is known that some early part of the signal data waveform cannot have any signal content in any way because of the narrow synchronization of the systems at the top and bottom of the borehole) by calculating the signal energy using equation (5) below, 15s = iXs2 (5) · /; by calculating a first noise energy using equation (6) below, 20 l, Λ '~ ίΓ?' (6) and by finding a first probability of having a content of an actual signal using equation (7) below which is the ratio of actual signal to actual signal plus noise (7).
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 decomposition technique 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 actual signal is present is calculated using equation (9) below.
SS
(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. De aldus beschreven werkwijze kan worden gebruikt om twee signaaldatagolfvormen tegelijkertijd te vergelijken. Zoals in meer detail hieronder zal worden beschreven maakt de uitvinding het mogelijk om meer golfvormen tegelijkertijd te 15 vergelijken.Those skilled in the art will recognize that the overall probability that an actual signal is present in the recordings is found by taking the product from P 1 and P 2. The method thus described can be used to compare two signal data waveforms simultaneously. As will be described in more detail below, the invention makes it possible to compare more waveforms at the same time.
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. Figuur 4 toont een selectie van signaaldatagolf- vormen opgetekend overeenkomstig de uitvinding. In het bijzonder toont figuur 4 optekeningen genummerd 260 tot 300 waarbij elk een 3 seconden optekening is. De vakman zal beseffen dat optekeningen 260 tot 272 en optekeningen 289 tot 300 geen enkel werkelijk signaal bevatten en 25 slechts ruis zijn. Optekeningen 273 tot 288 tonen duidelijk aan dat zij signalen van een werkelijk bron bevatten. 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. Evenzo dient de 30 eerste ene seconde van elke optekening ruis te bevatten. 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.As shown in Figure 9, the communication method according to the invention starts with accumulating recordings of signal data at 110. Signal data can be immediately discarded if the sensors indicate movement of "mud" or movement of 112. Figure 4 shows a selection of signal data waveforms recorded in accordance with the invention. In particular, Figure 4 shows records numbered 260 to 300, each being a 3 second record. Those skilled in the art will realize that records 260 to 272 and records 289 to 300 do not contain any actual signal and are only noise. Recordings 273 to 288 clearly show that they contain signals from a real source. Due to the close synchronization of the source and the recorders (described above), it is known in this example that an actual signal should not be detected within one second of recording. Similarly, the first one second of each recording must contain noise. After all the logs have been accumulated (or after a sufficient number of logs have been accumulated), each log is divided into two time windows Tn (the first one second) and Ts (the rest of the log) as shown in step 116 in Figure 9. The following steps 35 are performed for each sliding group of M recordings as indicated by 118 in FIG. 9.
') 0 'ï h £ ^ : 150) 0: 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). Verdere beschrijving van gelijkenisberekeningen kan worden 5 gevonden in N.S. Neidal! en M.T. Taner, Semblance and Other Coherency Measures for Multichannel Data, 34 GEOPHYSIC 1971, 482-97.As shown at 120 in Figure 9, a similarity calculation (P2) is performed only in the Ts windows with a sliding group of a number of M tracks according to equation (10). Further description of similarity calculations can be found in N.S. Neidal! and M.T. Taner, Semblance and Other Coherence Measures for Multichannel Data, 34 GEOPHYSIC 1971, 482-97.
ς(ς,)2 ^-Sr- (ίο) ίο ΜΣΣχ· , =i r,ς (ς,) 2 ^ -Sr- (ίο) ίο ΜΣΣχ ·, = i r,
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 the noise windows Tn according to equation (11) and at 124 to calculate the signal energy S * in the actual signal window Ts according to equation (12) as shown below.
1 ( Λ/ V1 (Λ / V
ου Λ, r„ ν /=1 itsου Λ, r „ν / = 1 its
1 ( Μ V1 (Μ V
ί·-7ΣΣ«. uzi 7 * η V <=ι / 25ί · -7ΣΣ «. 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 to real signal and the energy to real signal with noise to obtain a second probability as shown in equation (13) and then to find at 128 the product of P1 and P2 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 (d.i. berekeningen werden gemaakt onder gebruikmaking van de glijdende groep van drie optekeningen tegelijker- 16 tijd). De getallen op de X-as in figuur 10 komen overeen met de getallen op de Y-as van figuur 4, vermindert met 259, d.i. 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. Zoals getoond bij 130 in figuur 9 wordt elk verkregen product vergeleken met de drempel. Als het de drempel overschrijdt wordt de optekening opgeslagen bij 132. Als het de 10 drempel niet overschrijdt wordt de optekening bij 134 verworpen.Figure 10 shows the product of P2 and P2 over the range of records shown in Figure 4 where calculations were made using M = 3 (i.e., calculations were made using the sliding group of three records at the same time). The numbers on the X-axis in Figure 10 correspond to the numbers on the Y-axis of Figure 4, reduced by 259, ie track 260 in Figure 4 corresponds to track number 1 in Figure 10. According to the invention, a predefined certain threshold value P5 (e.g. 0.7) used to decide, based on the results shown in Figure 10, which of the recordings contain signals from an actual source. As shown at 130 in Figure 9, each product obtained is compared to the threshold. If it exceeds the threshold, the recording is stored at 132. If it does not exceed the threshold, the recording at 134 is rejected.
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 (d.i. 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. 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. Zoals getoond in figuur 9 20 werkt het algoritme in een lus die wordt herhaald als nieuwe signaal-data wordt opgenomen.Once it is determined which signal data recordings represent signals from an actual source, then specific operations can be performed on the representations of the data (ie the waveforms) to prepare a response to be sent to the surface using MWD telemetry or by other modes known in the art. Therefore, the activation of the source 14 establishes basic communication according to a predetermined scheme that indicates to the instrument 40 at the bottom of the borehole that it must perform a specific action or operation. As shown in Figure 9, the algorithm operates in a loop that is repeated as new signal data is recorded.
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. Een systeem overeenkomstig de uitvinding kan worden geïmplementeerd onder gebruikmaking van verschillende signaalopwekking/-transmissiemiddelen, inclusief seismische, EM telemetrie of drukvariaties in de boorpijp.It will be appreciated by those skilled in the art who have the advantage of this disclosure that the communication techniques of the invention are not limited to a specific type of signal transmission between top equipment and bottom bore equipment. A system according to the invention can be implemented using various signal generation / transmission means, 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 that the word "comprising" means "including but not limited to" and that the word "includes" 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. Alhoewel specifieke uitvoeringsvormen van de uitvinding zijn beschreven is het niet de bedoeling dat 101 Be-,.Various embodiments of methods and apparatus are described and shown herein for efficient communication with an instrument at the bottom of the borehole. Although specific embodiments of the invention have been described, it is not intended that 101 Be.
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. 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.The invention is limited thereto and it is intended that the invention be as wide in scope as is permissible according to the state of the art and that the description be read in the same manner. Therefore, it will be appreciated by those skilled in the art that other modifications could be made to the provided invention without departing from the scope thus claimed.
Claims (15)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US42980499A | 1999-10-29 | 1999-10-29 | |
| US42980499 | 1999-10-29 | ||
| US09/514,866 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 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 | Method and device for communication with an instrument at the bottom of a borehole. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU748573B2 (en) |
| CA (1) | CA2320576C (en) |
| EG (1) | EG22537A (en) |
| GB (1) | GB2355739B (en) |
| GC (1) | GC0000143A (en) |
| ID (1) | ID27930A (en) |
| NL (1) | NL1016341C2 (en) |
| NO (1) | NO333492B1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007149324A2 (en) * | 2006-06-16 | 2007-12-27 | Baker Hughes Incorporated | 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)
| 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 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1420573A1 (en) * | 1987-10-21 | 1988-08-30 | Волжское отделение института геологии и разработки горючих ископаемых | Apparatus for automatic tuning of correlation meter |
| NO301095B1 (en) * | 1994-12-05 | 1997-09-08 | Norsk Hydro As | Method and equipment for performing paints during drilling for oil and gas |
-
2000
- 2000-09-01 GB GB0021360A patent/GB2355739B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-25 CA CA 2320576 patent/CA2320576C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-27 AU AU61343/00A patent/AU748573B2/en not_active Ceased
- 2000-09-27 ID IDP20000829D patent/ID27930A/en unknown
- 2000-10-05 NL NL1016341A patent/NL1016341C2/en not_active IP Right Cessation
- 2000-10-24 EG EG20001351A patent/EG22537A/en active
- 2000-10-25 GC GCP2000973 patent/GC0000143A/en active
- 2000-10-27 NO NO20005409A patent/NO333492B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| 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 |
|---|---|
| NO20005409D0 (en) | 2000-10-27 |
| NO333492B1 (en) | 2013-06-24 |
| CA2320576A1 (en) | 2001-04-29 |
| ID27930A (en) | 2001-05-03 |
| GC0000143A (en) | 2005-06-29 |
| AU748573B2 (en) | 2002-06-06 |
| GB2355739B (en) | 2001-12-19 |
| CA2320576C (en) | 2004-11-02 |
| EG22537A (en) | 2003-03-31 |
| GB2355739A (en) | 2001-05-02 |
| NO20005409L (en) | 2001-04-30 |
| AU6134300A (en) | 2001-05-31 |
| NL1016341A1 (en) | 2001-05-02 |
| GB0021360D0 (en) | 2000-10-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6308137B1 (en) | Method and apparatus for communication with a downhole tool | |
| US6078868A (en) | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement | |
| US4293936A (en) | Telemetry system | |
| US6912465B2 (en) | System and method for determining downhole clock drift | |
| US6850462B2 (en) | Memory cement bond logging apparatus and method | |
| US6424595B1 (en) | Seismic systems and methods with downhole clock synchronization | |
| EP3201433B1 (en) | Evaluation of rock boundaries and acoustic velocities using drill bit sound during vertical drilling | |
| NO334218B1 (en) | Processing sound waveform measurements to determine slowness | |
| FR3038070A1 (en) | ||
| NO340254B1 (en) | Methods and system for detecting first arrivals of waveforms of interest | |
| GB2348029A (en) | Performing an operation in a wellbore | |
| US20050052949A1 (en) | Use of pattern recognition in a measurement of formation transit time for seismic checkshots | |
| US4575828A (en) | Method for distinguishing between total formation permeability and fracture permeability | |
| GB2333155A (en) | Acoustic measurement while drilling system using compressional waves reflected from within formation | |
| US8995224B2 (en) | Real-time velocity and pore-pressure prediction ahead of drill bit | |
| US4210967A (en) | Method and apparatus for determining acoustic wave parameters in well logging | |
| Al-Muhaidib et al. | DrillCam: A fully integrated real-time system to image and predict ahead and around the bit | |
| NL1016341C2 (en) | Method and device for communication with an instrument at the bottom of a borehole. | |
| CA1098202A (en) | Telemetry system | |
| CA1153815A (en) | Apparatus and method for determining velocity of acoustic waves in earth formations | |
| CA2306105C (en) | Method of detecting breaks in logging signals relating to a region of a medium | |
| US4367541A (en) | Apparatus and method for determining velocity of acoustic waves in earth formations | |
| NO792421L (en) | MEASURES AND APPARATUS FOR SEISMIC INVESTIGATION | |
| Underhill et al. | Demonstrations of real-time borehole seismic from an LWD tool | |
| AU740100B2 (en) | Seismic data acquisition 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 |