NL9002727A - METHOD FOR DECODING MWD SIGNALS USING PRESSURE SIGNALS IN THE RING-SPACE. - Google Patents
METHOD FOR DECODING MWD SIGNALS USING PRESSURE SIGNALS IN THE RING-SPACE. Download PDFInfo
- Publication number
- NL9002727A NL9002727A NL9002727A NL9002727A NL9002727A NL 9002727 A NL9002727 A NL 9002727A NL 9002727 A NL9002727 A NL 9002727A NL 9002727 A NL9002727 A NL 9002727A NL 9002727 A NL9002727 A NL 9002727A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- drill pipe
- borehole
- drilling
- annular space
- pressure pulses
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 49
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 134
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 47
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/22—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by negative mud pulses using a pressure relieve valve between drill pipe and annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/24—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by positive mud pulses using a flow restricting valve within the drill pipe
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
WERKWIJZE VOOR HET DECODEREN VAN MWn-STGNAT.EN. WAARBIJGEBRUIK GEMAAKT WORDT VAN DRUKSIGNAT.EW TN DE RINGVORMIGERUIMTEMETHOD FOR DECODING MWn-STGNAT.EN. WHICH USES THE PRESSURE SIGNATURE EW TN THE RING-SHAPED SPACE
De uitvinding heeft in het algemeen betrekking op het gebiedvan boorgatmetingen. Meer in het bijzonder heeft de uitvin¬ding betrekking op een nieuwe en verbeterde werkwijze voorhet verkrijgen van meetgegevens uit het boorgat, waarbijgebruik gemaakt wordt van apparatuur voor het meten tijdenshet boren (MWD-apparatuur), waarbij de signalen voor deafstandsmeting via pulsen in de boorspoeling (MPT-signalen)worden gedecodeerd uit de druksignalen in de ringvormigeruimte (te onderscheiden van druksignalen in de standpijp).The invention generally relates to the field of borehole measurements. More particularly, the invention relates to a new and improved method of obtaining borehole measurement data using drilling measurement equipment (MWD equipment), the pulsing distance measurement signals in the drilling fluid (MPT signals) are decoded from the pressure signals in the annular space (distinguishable from pressure signals in the standpipe).
Voor een efficiënte werking van de booruitrusting bij hetboren van gas- en oliebronnen is het nodig, vooral ookomdat steeds dieper geboord wordt en steeds meer offshore-boringen uitgevoerd worden, dat gegevens welke van belangzijn voor het boorpersoneel onder in het boorgat verzamelden afgelezen worden en "doorlopend", d.w.z. zonder dat erlangdurige vertragingen optreden doordat het boren stopgezetmoet worden en testinstrumenten naar beneden in het boorgatgebracht moeten worden, naar de oppervlakte overgebrachtworden. De laatste jaren is er een aanzienlijke vooruitganggeboekt in de technologie van het meten tijdens het boren(MWD-technologie). Als voorbeelden van MWD-systemen welkegeschikt zijn voor toepassing bij het bewaken van de rich-tingsparameters in het boorgat kunnen genoemd worden deAmerikaanse Octrooischriften 3,982,431; 4,013,945 en4,021,774.For efficient operation of the drilling equipment when drilling gas and oil wells, it is necessary, especially as drilling continues deeper and more offshore drilling is conducted, that data of interest to drilling personnel collected downhole be read and " continuous ", ie without prolonged delays in that drilling must be stopped and test tools have to be brought down the well, transferred to the surface. In recent years, significant progress has been made in the technology of measuring while drilling (MWD technology). As examples of MWD systems suitable for use in monitoring downhole direction parameters, mention may be made of U.S. Patents 3,982,431; 4,013,945 and 4,021,774.
Bij de meetsystemen volgens de bovengenoemde octrooien wordtgebruik gemaakt van afstandsmeting via pulsen in de boor¬spoeling voor het overbrengen van gegevens uit de omgevingvan de boorkop naar het boorplatform aan de oppervlakte.The measurement systems of the above patents utilize distance measurement via pulses in the drilling fluid to transfer data from the environment of the drill bit to the surface drilling platform.
Afstandsmeting via pulsen in de boorspoeling bestaat uithet overbrengen van gegevens via een stromende kolom boor-vloeistof, d.w.z. de boorspoeling, waarbij de gegevenswelke overeenkomen met de waargenomen parameters onder inhet boorgat worden omgezet in een binaire code bestaandeuit drukpulsen in de boorvloeistof in de boorpijp oftewelde standpijp, welke aan de oppervlakte worden afgelezen.Distance measurement via pulses in the drilling mud consists of transferring data via a flowing column of drilling fluid, ie the drilling mud, where the data corresponding to the observed parameters downhole is converted into a binary code consisting of pressure pulses in the drilling fluid in the drill pipe or standpipe which are read on the surface.
Deze drukpulsen worden totstandgebracht door periodiekemechanische modulatie van de stromende kolom boorspoelingop een punt onder in het boorgat; de ontstane periodiekedrukpulsen welke optreden aan het aan de oppervlakte gelegenuiteinde van de kolom boorspoeling worden waargenomen dooreen drukoverdrager welke op een geschikte plaats in destandpijp is aangebracht. De boorspoeling wordt door deboorpijp (boorketen) naar beneden gepompt, en vervolgensdoor de ringvormige ruimte tussen de boorketen en de wandvan de boorput weer terug naar de oppervlakte, waarbij defunctie van de boorspoeling is het koelen van de boorkop,het verwijderen van boorafval uit de omgeving van de boorkopen het handhaven van de geodruk.These pressure pulses are effected by periodic mechanical modulation of the flowing drilling mud column at a point downhole; the resulting periodic pressure pulses occurring at the surface end of the drilling mud column are sensed by a pressure transducer located at a suitable location in the standpipe. The drilling mud is pumped down through the drill pipe (drill string), and then back through the annular space between the drill string and the wall of the wellbore, where the function of the drill mud is to cool the drill bit, remove drilling debris from the environment of the drilling to maintain the geo pressure.
Sinds de invoering van afstandsmeting via pulsen in deboorspoeling (MPT) wordt het MPT-signaal ter plaatse vanof in de buurt van de standpijp gedetecteerd, waarbijgebruik gemaakt wordt van druksignalen in de standpijp(SPP-signalen). Of deze MPT-methode nu positief of negatiefis, feit is dat alle leveranciers die actief zijn op hetgebied van MWD-dienstverlening gebruik maken van dezetechniek. Deze techniek is doeltreffend en succesvol geble¬ken bij "richtings"informatie (d.w.z. azimut, hellingshoek,etc.), hij is echter minder succesvol doordat nu de "for¬matie" gegevens (soortelijke weerstand, gamma, poreusheid,etc.) worden overgebracht terwijl de boorketen actief, envaak agressief, aan het boren is. In enkele gevallen, metname onder bepaalde moeilijke booromstandigheden, staantijdens de MWD-gegevensoverdracht boorartefacten een goede decodering van de signalen in de standpijp in de weg. Onderbepaalde booromstandigheden kunnen de MPT-signalen in destandpijp in feite helemaal niet gedecodeerd worden, endaarom is het voor het boorpersoneel niet mogelijk boorge-gevens uit het boorgat, uitgedrukt in werkelijke tijd(d.w.z. MWD), te verkrijgen.Since the introduction of distance measurement via pulses in the drilling mud (MPT), the MPT signal has been detected at or near the standpipe, using pressure signals in the standpipe (SPP signals). Whether this MPT method is positive or negative, the fact is that all suppliers that are active in the field of MWD services use this technology. This technique has proven effective and successful with "direction" information (ie azimuth, angle of inclination, etc.), however it is less successful because now the "formation" data (resistivity, gamma, porosity, etc.) are transferred while the drill string is drilling actively, and often aggressively. In some cases, especially under certain difficult drilling conditions, drilling artifacts during the MWD data transfer prevent good decoding of the signals in the standpipe. In fact, under certain drilling conditions, the MPT signals in the standpipe cannot be decoded at all, therefore it is not possible for drilling personnel to obtain drilling data from the borehole expressed in real time (i.e. MWD).
Het is niet mogelijk druksignalen in de standpijp te deco¬deren doordat storende drukpulsen, oftewel ruis, aanwezigzijn, waardoor de signaal-ruisverhouding (SNR) in de stand¬pijp op een niveau komt dat lager is dan de drempel van deMWD-decodeerinrichting welke aan de oppervlakte gelegenis. Er is een analyse uitgevoerd met betrekking tot deoorzaak van storende drukpulsen welke gelijk met de legi¬tieme MPT-pulsen arriveren in de drukoverdrager in destandpijp (SPP). Er is vastgesteld dat de storende pulsenlijken op signalen, maar dat ze in werkelijkheid achter¬grondruis zijn. Als gevolg van deze ruis wordt de signaal-ruisverhouding (SNR) kleiner, welke verhouding een maat isvoor het slagen van de signaaldecodering. Men weet nietexact op welke wijze alle ruis veroorzaakt door het borenin de door de SPP-overdrager gemeten drukgolven terechtkomt,als enkele van de oorzaken kunnen echter genoemd, of voor¬lopig genoemd, worden trillingen in lengterichting in deboorketen, axiale trillingen, trillingen van de boorkop,accumulatorresonantie, hydraulische resonantie in de boor¬keten, drukgolven opgewekt door de pompen voor de boorvloei-stof en trillingen van de boortoren.It is not possible to decode pressure signals in the standpipe because interfering pressure pulses, i.e. noise, are present, causing the signal-to-noise ratio (SNR) in the standpipe to be lower than the threshold of the MDD decoder the surface is located. An analysis has been carried out regarding the cause of interfering pressure pulses arriving at the same time as the legitimate MPT pulses in the pressure transmitter in the standpipe (SPP). It has been determined that the interfering pulse resembles signals, but they are in reality background noise. As a result of this noise, the signal-to-noise ratio (SNR) becomes smaller, which is a measure of signal decoding success. It is not known exactly how all the noise caused by drilling enters the pressure waves measured by the SPP transmitter, however, some of the causes may be mentioned, or provisionally called, longitudinal vibrations in the drill chain, axial vibrations, vibrations of the drill head, accumulator resonance, hydraulic resonance in the drill chain, pressure waves generated by the pumps for the drilling fluid and vibrations of the derrick.
Zoals genoemd wordt de SNR, en derhalve het vermogen omhet MPT-signaal te decoderen, kleiner als gevolg van dezestoringen op het SPP-signaal. Het hoogst ongewenste gevolghiervan is dat het boorpersoneel geen gebruik kan makenvan MWD-technieken voor het verkrijgen van richtings- enformatiegegevens, en zijn toevlucht moet nemen tot meer tijdrovende en duurdere methodes voor het verkrijgen vande noodzakelijke gegevens uit het boorgat.As mentioned, the SNR, and therefore the ability to decode the MPT signal, decreases due to these disturbances on the SPP signal. The most undesirable consequence of this is that the drilling personnel cannot use MWD techniques to obtain direction and information data, and must resort to more time consuming and more expensive methods of obtaining the necessary data from the borehole.
Het doel van de onderhavige uitvinding is de in het boven¬staande besproken bezwaren en tekortkomingen van de standder techniek op te heffen of te verminderen met behulp vaneen nieuwe werkwijze voor het decoderen van signalen metbetrekking tot afstandsmeting via pulsen in de boorspoeling(MPT-signalen).The object of the present invention is to overcome or reduce the drawbacks and shortcomings of the prior art discussed above using a new method of decoding signals relating to distance measurement via drilling mud pulses (MPT signals) .
Volgens de onderhavige uitvinding wordt een werkwijze gerea¬liseerd voor het decoderen van boorgatgegevens bij hetboren van een put, waarbij bij het boorproces gebruikgemaakt wordt van een buisvormige boorpijp met een doorsnedewelke kleiner is dan de doorsnede van een boorgat datontstaat, waarbij een in het algemeen ringvormige ruimtewordt begrensd tussen de boorpijp en het boorgat, en hetdecoderen geschiedt tijdens het boren van het boorgat, enwaarbij boorvloeistof door het inwendige van de boorpijpnaar beneden gepompt wordt, welke boorvloeistof uit deboorpijp naar buiten treedt ongeveer ter hoogte van devoet van de boorpijp, en weer naar de oppervlakte terug¬stroomt via de in het algemeen ringvormige ruimte tussende boorpijp en de wand van het boorgat, en waarbij boorgat-informatie wordt verkregen met behulp van MWD-sensororganenin de boorpijp, en de boorgatinformatie omgecodeerd wordttot gegevensdragende signalen in de vorm van drukpulsen inde standpijp welke in de boorvloeistof naar de oppervlakteworden overgebracht door middel van in de boorketen aanwe¬zige organen voor afstandsmeting via pulsen in de boorspoe¬ling, waarbij de werkwijze bestaat uit de volgende stappen: het in de ringvormige ruimte aftasten van gereflecteerdedrukpulsen van de standpijp-drukpulsen in de boorvloeistofin de boorpijp, waarbij de gereflecteerde drukpulsen bepa¬ lend zijn voor retourdrukpu1sen in de ringvormige ruimte;en het decoderen van de afgetaste retourdrukpulsen in de ring¬vormige ruimte voor het verkrijgen van de boorgatinformatieafkomstig van de MWD-sensororganen.In accordance with the present invention, a method of decoding borehole data while drilling a well is utilized, the drilling process using a tubular drill pipe having a cross section smaller than the diameter of a bore hole resulting in a generally annular space is confined between the drill pipe and the borehole, and decoding takes place during the drilling of the borehole, with drilling fluid being pumped down through the interior of the drill pipe, which drilling fluid exits from the drill pipe approximately at the level of the drill pipe foot and back to the surface flows back through the generally annular space between the drill pipe and the borehole wall, and borehole information is obtained using MWD sensor members in the drill pipe, and the borehole information is encoded into data-carrying signals in the form of pressure pulses in the standpipe which in the drilling fluid n The surface is transferred by means of pulses in the drill string, which are present in the drill string, the method comprising the following steps: sensing reflected pressure pulses in the annular space of the standpipe pressure pulses in the drilling fluid in the drilling fluid. drill pipe, the reflected pressure pulses determining return pressure pulses in the annular space, and decoding the sensed return pressure pulses in the annular space to obtain the borehole information from the MWD sensor members.
Overeenkomstig de onderhavige uitvinding heeft men ontdektdat onder bepaalde booromstandigheden het druksignaal in deringvormige ruimte of het retourdruksignaal (ARP-signaal)in de ringvormige ruimte, hoewel dit geen sterk signaalis, een MPT-signaal bevat met een betere SNR dan de SNRvan het MPT-signaal in de standpijp. Met andere woorden,onder bepaalde booromstandigheden hebben de diverse factorenwelke ruis veroorzaken (bijvoorbeeld trillingen van deboorketen en van de boorkop, ruis veroorzaakt door de pompetc.) minder invloed op het ARP-signaal dan op het SPP-signaal. Als gevolg hiervan is het mogelijk kritische MWD-informatie uit het ARP-signaal te halen ten behoeve vanhet boorpersoneel, onder omstandigheden waarbij het totnog¬toe voor het boorpersoneel niet mogelijk was dergelijkeinformatie te verkrijgen, aangezien het MPT-signaal in destandpijp (SPP) niet gedecodeerd kon worden.In accordance with the present invention, it has been discovered that under certain drilling conditions the pressure signal in the annular space or the return pressure signal (ARP signal) in the annular space, although not a strong signal, contains an MPT signal with a better SNR than the SNR of the MPT signal in the standpipe. In other words, under certain drilling conditions, the various factors causing noise (for example, vibrations of the drill string and of the drill bit, noise caused by the pump etc.) have less influence on the ARP signal than on the SPP signal. As a result, it is possible to extract critical MWD information from the ARP signal for the drilling personnel, under conditions where drilling personnel has not previously been able to obtain such information, as the MPT signal in the standpipe (SPP) is not could be decoded.
De ontdekking waar het bij de onderhavige uitvinding om gaat(d.w.z. het feit dat ARP-signalen correct gedecodeerd kunnenworden voor het leveren van MWD-informatie), is zowel onver¬wacht als verrassend. Ofschoon men reeds meer dan vijftien(15) jaar technieken voor afstandsmetingen via pulsen inde boorspoeling kent, zijn tot nu toe de MPT-signalen voorhet decoderen van de boorgatinformatie alleen uit de stand¬pijp gehaald. Dit kwam doordat men tot dusver dacht dateen eventueel aanwezig MPT-signaal in de ringvormige ruimteniet waarneembaar zou zijn als gevolg van de aanwezigeruis in de ringvormige ruimte. Bovendien dacht men datindien de SNR in de standpijp niet naar wens was, de SNRThe discovery of the present invention (i.e., the fact that ARP signals can be correctly decoded to provide MWD information) is both unexpected and surprising. Although techniques for distance measurement via pulses in the drilling fluid have been known for more than fifteen (15) years, hitherto, the MPT signals for decoding the borehole information have only been extracted from the standpipe. This was because it was previously believed that any MPT signal present in the annular space would not be detectable due to the presence of noise in the annular space. Moreover, it was thought that if the SNR in the standpipe was not to your liking, the SNR
in de ringvormige ruimte eveneens niet naar wens zou zijn,en derhalve niet bruikbaar zou zijn voor het boorpersoneel.Een belangrijk aspect van de onderhavige uitvinding vormtechter de ontdekking dat de ruis in de ringvormige ruimteniet noodzakelijkerwijze evenredig is aan de ruis in destandpijp (en in feite veel zwakker kan zijn), zodat onderbepaalde booromstandigheden de SNR in de ringvormige ruimtebeter is dan de SNR in de standpijp, ondanks het veelzwakkere MPT-signaal in de ringvormige ruimte vergelekenmet de standpijp.in the annular space would also be unsatisfactory, and therefore would not be useful to the drilling personnel. An important aspect of the present invention, however, was the discovery that the annular space noise is not necessarily proportional to the noise in the standpipe (and in fact much weaker), so that under certain drilling conditions the SNR in the annular space is better than the SNR in the standpipe, despite the much weaker MPT signal in the annular space compared to the standpipe.
De onderhavige uitvinding omvat verschillende uitvoerings¬vormen voor het verkrijgen van een betere decodering vanMPT-signalen. Bij een eerste uitvoeringsvorm wordt hetARP-signaal benut voor het met succes decoderen van boorgat-informatie van de MWD-sensors. Bij voorkeur wordt bij dezeeerste uitvoeringsvorm voorzien in middelen welke het deMWD-operator mogelijk maken de MPT-signalen in zowel destandpijp (SPP) als de ringvormige ruimte (ARP) opnieuw tebestuderen, zodat de signalen met de beste SNR gebruiktkunnen worden voor het verkrijgen van de laagste bitfout.The present invention encompasses various embodiments for obtaining better decoding of MPT signals. In a first embodiment, the ARP signal is utilized to successfully decode borehole information from the MWD sensors. Preferably, in this first embodiment, means are provided that allow the deMWD operator to re-study the MPT signals in both the standpipe (SPP) and the annular space (ARP), so that the signals with the best SNR can be used to obtain the lowest bit error.
Bij verdere uitvoeringsvormen van de uitvinding worden deSPP- en ARP-signalen gecombineerd, teneinde een over hetgeheel versterkt MPT-signaal, en derhalve een verbeterde SNRte verkrijgen. Deze combinatie kan totstandgebracht wordendoor optelling, vermenigvuldiging of door correlatie. Debij de alternatieve uitvoeringsvormen horende optellings-,vermenigvuldigings- en correlatiemethoden kunnen uitgevoerdworden met behulp van bekende digitale signaalverwerkings-technieken.In further embodiments of the invention, the SPP and ARP signals are combined to obtain an overall amplified MPT signal, and thus an improved SNR. This combination can be accomplished by addition, multiplication or by correlation. The addition, multiplication and correlation methods associated with the alternative embodiments can be performed using known digital signal processing techniques.
De in het bovenstaande besproken en verdere kenmerken envoordelen van de onderhavige uitvinding zullen duidelijkzijn voor de gemiddelde vakman aan de hand van de onder¬staande nadere beschrijving en de tekeningen.The above discussed and further features and advantages of the present invention will be apparent to those skilled in the art from the following description and drawings.
In de tekeningen zijn overeenkomstige onderdelen in dediverse Figuren aangeduid met overeenkomstige verwijzings-cijfers:In the drawings, like parts in the various Figures are indicated with like reference numerals:
Figuur 1 toont een veralgemeniseerd schematisch aanzichtop een boorinrichting volgens de onderhavige uitvinding;Figure 1 shows a generalized schematic view of a drilling device according to the present invention;
Figuur 2 toont een schematische weergave op een boor-spoelingsinrichting waarbij gebruik gemaakt wordt van af-standsmeting via pulsen in de boorspoeling;Figure 2 shows a schematic representation on a drilling mud device using distance measurement via pulses in the drilling mud;
Figuur 3A toont een blokschema waarin het MPT-schema volgensde stand der techniek weergegeven wordt;Figure 3A shows a block diagram showing the prior art MPT scheme;
Figuur 3B toont een blokschema waarin het MPT-schema volgenseen eerste uitvoeringsvorm van de onderhavige uitvindingweergegeven wordt;Figure 3B shows a block diagram showing the MPT scheme according to a first embodiment of the present invention;
Figuren 4A - 4D zijn grafische afbeeldingen van het MPT-schema voor de verdere uitvoeringsvormen van de onderhavigeuitvinding;Figures 4A - 4D are graphical illustrations of the MPT scheme for the further embodiments of the present invention;
Figuur 5 toont een blokschema waarin het MPT-schema voor deuitvoeringen volgens Figuur 4 weergegeven worden; enFigure 5 shows a block diagram showing the MPT scheme for the embodiments of Figure 4; and
Figuur 6A en 6B tonen logs waarin de onbewerkte MWD-gegevensvan een feitelijke booractie weergegeven worden, waarbijSPP, respectievelijk ARP getoond wordt.Figures 6A and 6B show logs showing the raw MWD data of an actual drilling action, showing SPP and ARP, respectively.
In Figuur 1 wordt een boorinrichting getoond met een boor¬toren 10 welke een met verwijzingscijfer 12 aangeduideboorketen of boorkolom ondersteunt, met aan het uiteindedaarvan een boorkop 14. Zoals in de techniek bekend is ishet mogelijk dat de gehele boorketen roteert, het is echterook mogelijk dat de boorketen stilstaat en dat alleen deboorkop roteert. De boorketen 12 is opgebouwd uit een reeks onderling met elkaar verbonden pijpsegmenten, waarbij steedsnieuwe segmenten toegevoegd worden naarmate de boorputdieper wordt. De boorketen hangt aan een verplaatsbaarblok 16 van een takel 18 en een bovenblok 19, en de totaleboorketen van de beschreven inrichting wordt roterendaangedreven met behulp van een vierkante meeneemstang 20,welke verschuifbaar door de draaitafel 22 aan de voet vande boortoren loopt, en door deze draaitafel in draaiingwordt gebracht. Met behulp van een motorsamenstel 24 wordtzowel de takel 18 als de draaitafel 22 aangedreven.In Figure 1, a drilling device is shown having a drilling tower 10 which supports a drill string or drill string designated with reference numeral 12, with a drill bit 14 at the end thereof. As is known in the art, it is possible that the entire drilling chain rotates, however it is also possible that the drill chain is stationary and only the drill head is rotating. The drill string 12 is composed of a series of interconnected pipe segments, with new segments being added as the well becomes deeper. The drill chain hangs from a movable block 16 of a hoist 18 and a top block 19, and the total drill chain of the described device is rotatably driven by means of a square drive rod 20, which slides through the turntable 22 at the base of the derrick, and through this turntable is brought into rotation. Both the hoist 18 and the turntable 22 are driven by means of a motor assembly 24.
Het onderste gedeelte van de boorketen kan één of meersegmenten 26 bevatten met een grotere doorsnede dan deoverige segmenten van de boorketen. Zoals in de techniekbekend is bevatten deze segmenten met een grotere diametereventueel sensors en elektronische schakelingen voor hetvoorverwerken van signalen afkomstig van de sensors. In deboorketensegmenten 26 kunnen eveneens krachtbronnen zijnopgenomen, zoals door de boorspoeling aangedreven turbineswelke voor de aandrijving van generators zorgen, waarbijde generators op hun beurt de elektrische energie leverenvoor het voeden van de sensororganen en eventuele scha¬kelingen voor de gegevensverwerking. Een voorbeeld van eensysteem waarbij een door de boorspoeling aangedreven tur¬bine, een generator en sensororganen zijn opgenomen in eensegment onderaan de boorketen is beschreven in het Ameri¬kaanse Octrooi Nr. 3,693,428. Door de boorkop 14 gevormdeboorspanen worden mee afgevoerd in de boorspoeling welkedoor de vrije ringvormige ruimte 28 tussen de boorketen ende wand 30 van de boorput stroomt. De boorspoeling wordtvia een pijp 32 afgeleverd aan een filter- en decanteersys-teem, dat schematisch is weergegeven als de tank 34. Daarnawordt de gefiltreerde boorspoeling opgezogen door een pomp36 die een pulsatie-absorbeermiddel 38 is voorzien, en ver¬volgens wordt de boorspoeling via de leiding 40 onder drukafgeleverd aan de draaiende injecteerkop 42, en vervolgens aan het inwendige van de boorketen 12, waarna de boorspoe¬ling aan de boorkop 14 en de turbine in het segment 26 vande boorketen wordt afgeleverd.The lower portion of the drill string may contain one or more segments 26 of larger diameter than the other segments of the drill string. As is known in the art, these larger diameter segments may contain sensors and electronic circuits for pre-processing signals from the sensors. Drill chain segments 26 may also include power sources such as turbine driven turbines which drive the generators, the generators in turn supplying the electrical energy to power the sensor members and any circuitry for data processing. An example of a system in which a drilling fluid powered turbine, a generator and sensor members are incorporated in a segment at the bottom of the drill string is described in U.S. Patent No. 5,600,366. 3,693,428. Drill chips formed by the drill bit 14 are also carried away into the drilling fluid through which the free annular space 28 flows between the drill string and the wall 30 of the well. The drilling mud is delivered through a pipe 32 to a filter and decanting system, schematically shown as the tank 34. After that, the filtered drilling mud is aspirated by a pump 36 provided with a pulsation absorber 38, and then the drilling mud is the line 40 is delivered under pressure to the rotating injection head 42, and then to the interior of the drill string 12, after which the drilling fluid is delivered to the drill bit 14 and the turbine in the segment 26 of the drill string.
Bij een MWD-systeem zoals dit in Figuur 2 is weergegevendient de kolom boorspoeling in de boorketen 12 als hetoverdrachtsmedium voor het naar de oppervlakte brengen vansignalen met boorparameters uit het boorgat. Deze signaal¬overdracht wordt totstandgebracht met behulp van de bekendetechniek waarbij pulsen worden opgewekt in de boorspoeling,oftewel techniek van de afstandsmeting via pulsen in deboorspoeling (MPT), waarbij schematisch met verwijzingscij-fer 11 aangeduide drukpulsen, welke de onder in het boorgatafgetaste parameters vertegenwoordigen, worden opgewekt inde kolom boorspoeling in de boorketen 12.In a MWD system such as that shown in Figure 2, the drilling mud column in the drill string 12 serves as the transfer medium for surfacing signals with drilling parameters from the borehole. This signal transfer is accomplished using the known technique of generating pulses in the drilling mud, or technique of distance measurement via pulses in the drilling mud (MPT), in which pressure pulses schematically indicated by reference numeral 11, representing the parameters scanned downhole are generated in the drilling mud column in the drill string 12.
De boorparameters kunnen worden afgetast met behulp vaneen in het boorketensegment 26 aanwezige sensoreenheid 44die, zoals in Figuur 1 is weergegeven, naast de boorkopgelegen is. Volgens bekende technieken, en zoals in Figuur3A is weergegeven, worden de drukpulsen 11 welke zijnopgewekt in de stroom boorspoeling in de boorketen 12, aande oppervlakte ontvangen door een drukoverdrager 46, en deverkregen elektrische signalen worden vervolgens overge¬bracht naar een signaalontvangst- en verwerkingsinrichting48, welke de signalen kan opslaan, weergeven en/of bereke¬ningen kan uitvoeren voor het verschaffen van informatieten aanzien van diverse condities in het boorgat.The drilling parameters can be scanned using a sensor unit 44 present in the drill chain segment 26, which is located next to the drill head, as shown in Figure 1. According to known techniques, and as shown in Figure 3A, the pressure pulses 11 generated in the drilling mud flow in the drill string 12 are received at the surface by a pressure transmitter 46, and the obtained electrical signals are then transferred to a signal receiving and processing device 48, which can store, display and / or perform signals to provide information about various downhole conditions.
De boorspoeling welke door de boorketen 12 naar benedenstroomt wordt door een variabele opening 50 gevoerd, envervolgens afgeleverd voor het aandrijven van een turbine52. De turbine 52 is mechanisch gekoppeld met de rotor vaneen generator 54, waarbij de rotor door de turbine wordtaangedreven, en de generator levert de elektrische energievoor de voeding van de sensors in de sensoreenheid 44. De gegevensdragende uitvoer van de sensoreenheid 44, gewoon¬lijk in de vorm van een elektrisch signaal, voedt eenklepaandrijving 58, waarmee weer een plunjer 56 aangedrevenwordt, welke de grootte van de variabele opening 50 doetvariëren. De plunjer 56 kan zowel elektrisch als hydraulischaangedreven worden. Door variaties in de grootte van de ope-ningen worden de drukpulsen 11 in de stroom boorspoelingopgewekt, en deze drukpulsen worden afgetast aan de opper¬vlakte, met behulp van de bovengenoemde overdrager oftransductor 46, zodat een indicatie verkregen wordt metbetrekking tot de diverse condities welke gemeten wordendoor de sensors in de eenheid 44. De richting van de stroomboorspoeling is in Figuur 2 met behulp van pijlen aangeduid.De drukpulsen 11 stijgen naar boven in de kolom boorspoelingwelke in de boorketen 12 naar beneden stroomt.The drilling fluid that flows down through the drill string 12 is passed through a variable opening 50, and then delivered to drive a turbine52. The turbine 52 is mechanically coupled to the rotor of a generator 54, the rotor being driven by the turbine, and the generator supplies the electrical energy for powering the sensors in the sensor unit 44. The data-carrying output of the sensor unit 44, usually in in the form of an electrical signal, it powers a single-valve actuator 58, which in turn drives a plunger 56, which varies the size of the variable orifice 50. The plunger 56 can be driven both electrically and hydraulically. Due to variations in the size of the openings, the pressure pulses 11 are generated in the drilling mud flow, and these pressure pulses are sensed at the surface, using the above transducer or transducer 46, so as to obtain an indication as to the various conditions which are measured by the sensors in the unit 44. The direction of the flow drilling fluid is indicated by arrows in Figure 2. The pressure pulses 11 rise upward in the column of drilling fluid flowing down the drill string 12.
De sensoreenheid 44 bevat meestal middelen voor het inbinaire vorm omzetten van de signalen van de diverse para¬meters welke worden bewaakt, en de op deze wijze in binairecode gezette informatie wordt gebruikt voor het aansturenvan de plunjer 56. De aan de oppervlakte aanwezige sensor46 neemt drukpulsen in de stroom boorspoeling waar, dezedrukpulsen zijn vergelijkbaar met een binaire code. In depraktijk zal de binaire code zichtbaar worden gemaakt dooreen serie informatiedragende pulsen in de boorspoeling mettwee verschillende tijdsduren, waarbij de pulsamplitudegewoonlijk in het gebied van 2*105 - 24*105 PA gelegen zalzijn. De informatieoverdracht naar de oppervlakte via degemoduleerde stroom boorspoeling zal meestal bestaan uithet opwekken van een inleidingssignaal, gevolgd door deseriële overdracht van de gecodeerde signalen welke gelijkzijn aan de gemeten paramaters in het boorgat.The sensor unit 44 usually includes means for converting the signals of the various parameters monitored in binary form and the information thus binary coded is used to drive the plunger 56. The sensor 46 present on the surface takes pressure pulses. in the drilling mud flow where, these pressure pulses are similar to a binary code. In practice, the binary code will be visualized by a series of information carrying pulses in the drilling mud with two different durations, the pulse amplitude usually being in the range 2 * 105 - 24 * 105 PA. The information transfer to the surface via the modulated drilling mud flow will usually consist of generating a lead-in signal followed by deserial transfer of the coded signals equal to the measured parameters in the borehole.
Zoals bovenstaand is opgemerkt wordt de boorkop 14 door deboorspoeling gespoeld, nadat deze door het segment 26 vande boorketen naar beneden is gestroomd, en vervolgens stroomt de boorspoeling weer terug naar de oppervlakte,via de ringvormige ruimte 28 tussen de boorketen en dewand 30 van de boorput. Zoals in de Amerikaanse OctrooienNrs. 4,733,232 en 4,733,233 is besproken, is reeds eerderontdekt dat de drukpulsen welke zijn ontstaan door debewegingen welke op de plunjer 56 zijn overgedragen, ookin neerwaartse richting bewegen in de boorketen en (ofschoonin een veel zwakkere vorm) vanaf de bodem van de boorputgereflecteerd worden, waardoor in de ringvormige ruimte 28pulsen ontstaan, in Figuur 2 schematisch aangeduid metverwijzingscijfer 55, welke aan de oppervlakte afgetastkunnen worden. Teneinde deze tweede drukpuls of retourpuls(ARP) in de ringvormige ruimte te meten is, zoals in Figuur1 is weergegeven, een tweede drukoverdrager 60 aan deoppervlakte gelegen, stroomopwaarts ten opzichte van depijp 32, gezien in de richting van de terugkerende stroomboorspoeling. In de meeste gevallen is de grootte van dedoor de overdrager 60 waargenomen drukpulsen tenminste eenorde van grootte kleiner dan de overeenkomstige of verge¬zellende drukpulsen welke door de overdrager 46 wordenwaargenomen. Toch is het mogelijk, door gebruik te makenvan de juiste filters, deze kleine drukpulsen in de ring¬vormige ruimte waar te nemen.As noted above, the drill bit 14 is flushed through the drilling fluid after it has flowed down through the segment 26 of the drill string, and then the drilling mud flows back to the surface, through the annular space 28 between the drill string and the wall 30 of the wellbore. . As in the US Patents No. 4,733,232 and 4,733,233, it has previously been discovered that the pressure pulses generated by the movements transmitted to the plunger 56 also move downwardly in the drill string and (although in a much weaker form) are reflected from the bottom of the wellbore, thereby reflecting in the annular space 28 pulses are created, schematically indicated in Figure 2 with reference numeral 55, which can be scanned on the surface. In order to measure this second pressure pulse or return pulse (ARP) in the annular space, as shown in Figure 1, a second pressure transducer 60 is located at the surface, upstream of the pipe 32, viewed in the direction of the return flow mud. In most cases, the magnitude of the pressure pulses sensed by the transmitter 60 is at least an order of magnitude smaller than the corresponding or accompanying pressure pulses sensed by the transmitter 46. Nevertheless, it is possible, by using the correct filters, to detect these small pressure pulses in the annular space.
Volgens de onderhavige uitvinding is men onverwacht tot deontdekking gekomen dat het ARP-signaal gedecodeerd kanworden, zodat men kan beschikken over nuttige boorgatinfor-matie van de MWD-sensors (zie Figuur 3B). Deze ontdekkingis zowel verrassend als onverwacht, aangezien algemeenaangenomen werd dat het ARP-signaal zo zwak was dat ditgemaskeerd zou worden door de ruis welke in het boorgatveroorzaakt wordt door de diverse bronnen voor ruis welkein het bovenstaande beschreven zijn. Een belangrijk aspectvan de onderhavige uitvinding vormt de ontdekking dat deSNR in de ringvormige ruimte niet alleen maar overeenkomtmet de SNR in de standpijp. Inplaats daarvan heeft men ontdekt dat onder bepaalde booromstandigheden de SNR inde ringvormige ruimte veel beter kan zijn dan de SNR in destandpijp. De mogelijkheid om een signaal voor de afstands-meting via pulsen in de boorspoeling te decoderen, onderomstandigheden welke ongunstig zijn voor het op de conven¬tionele wijze waarnemen van het druksignaal in de standpijp,is van wezenlijke betekenis voor de techniek van het metentijdens het boren (MWD), aangezien het als gevolg hiervanmogelijk is MWD-metingen uit te voeren in situaties waarbijhet tot nu toe onmogelijk was dergelijke metingen te ver¬richten. In het volgende voorbeeld wordt de betekenis vande onderhavige uitvinding duidelijk aangetoond.According to the present invention, it has been unexpectedly discovered that the ARP signal can be decoded so that useful drilling information of the MWD sensors can be obtained (see Figure 3B). This discovery is both surprising and unexpected, as it was widely believed that the ARP signal was so weak that it would be masked by the noise generated in the borehole by the various noise sources described above. An important aspect of the present invention is the discovery that the SNR in the annular space does not only correspond to the SNR in the standpipe. Instead, it has been discovered that under certain drilling conditions, the SNR in the annular space can be much better than the SNR in the standpipe. The ability to decode a signal for the distance measurement via pulses in the drilling mud, under conditions which are unfavorable for observing the pressure signal in the standpipe in the conventional manner, is essential for the technique of measuring while drilling (MWD), as it makes it possible to take MWD measurements in situations where it has hitherto been impossible to perform such measurements. In the following example, the meaning of the present invention is clearly demonstrated.
VOORBEET .DPREBITE .D
Op een olie-exploratieplatform in de Noordzee werden experi¬mentele MWD-metingen uitgevoerd. Toen men trachtte MPT-signalen in de standpijp (SPP-signalen) af te tasten en tedecoderen werd men geconfronteerd met een grote hoeveelheidruis. De ruis was zo sterk dat hierdoor het SPP-signaalvolledig gemaskeerd werd, zodat het standpijpsignaal nietdecodeerbaar was. In Figuur 6A is een log weergegeven,waarbij de niet-decodeerbare onbewerkte gegevens van deSPP worden getoond. Nadat men een tijdlang getracht had deboorparameters te manipuleren, in een poging de hoeveelheidruis tot een minimum terug te brengen, werd een sensorvoor de drukpulsen in de ringvormige ruimte aangesloten opde "Standpijpsignaal In" aansluiting van de decodeerinrich¬ting. Het resultaat was onverwacht en verrassend, het ARP-signaal werd onmiddellijk gedecodeerd tot bruikbare MWD-informatie uit het boorgat (zie Figuur 6B). Het decoderenvan het ARP-signaal vond plaats vanaf een diepte van 3170m tot een diepte van 3318 m. Over dit gehele boorgebiedwerden het SPP-signaal en het ARP-signaal gemeten, er warenechter slechts weinig perioden gedurende welke het SPP-signaal decodeerbaar geweest zou zijn. Zodoende kon het boorpersoneel alleen maar MWD-informatie verkrijgen doorgebruik te maken van het ARP-signaal.Experimental MWD measurements were performed on an oil exploration platform in the North Sea. When trying to scan and decode MPT signals in the standpipe (SPP signals), a large amount of noise was encountered. The noise was so strong that it completely masked the SPP signal, so that the standpipe signal was not decodable. Figure 6A shows a log showing the non-decryptable raw data of the SPP. After trying for a while to manipulate the drilling parameters, in an attempt to minimize the amount of noise, a sensor for the pressure pulses in the annular space was connected to the "Standpipe Signal In" terminal of the decoder. The result was unexpected and surprising, the ARP signal was immediately decoded into useful downhole MWD information (see Figure 6B). The decoding of the ARP signal took place from a depth of 3170m to a depth of 3318m. Across this entire drilling area, the SPP signal and the ARP signal were measured, but there were only few periods during which the SPP signal would have been decodable. . Thus, the drilling personnel could only obtain MWD information using the ARP signal.
Terugkerend naar Figuur 1, bij een voorkeursuitvoering wordtzowel het SPP-signaal als het ARP-signaal bewaakt, zodat hetafgetaste signaal met de laagste SNR gebruikt wordt voor hetdecoderen van de informatie uit het boorgat. Zodoende wordenaan de oppervlakte de drukvariaties in de standpijp waarge¬nomen door de overdrager 46, waarbij het SPP-signaal gevormdwordt. Op dezelfde wijze worden de drukvariaties (gereflec¬teerde pulsen) in de ringvormige ruimte waargenomen doorde overdrager 60, en het ontstane ARP-signaal wordt gecondi¬tioneerd in schakelingen waarin een versterker 62 en eenfilter 64 opgenomen kunnen zijn. De computer 68 kan gebruiktworden voor het vergelijken van de SNR van zowel het SPPals het ARP, en voor het kiezen van het signaal met de SNRwelke het gunstigst is voor het decoderen. Bij voorkeur isde ARP-overdrager 60 zo ver mogelijk naar beneden geplaatst,zodat een voldoende groot drukhoogte ontwikkeld wordt (aan¬gezien het ARP-signaal zo zwak is). In de praktijk zal deARP-overdrager echter net boven de inrichting voor hetvoorkomen van uitbarstingen (BOP) gelegen zijn.Returning to Figure 1, in a preferred embodiment, both the SPP signal and the ARP signal are monitored so that the lowest SNR scanned signal is used to decode the borehole information. Thus, on the surface, the pressure variations in the standpipe are sensed by the transducer 46 to form the SPP signal. Likewise, the pressure variations (reflected pulses) in the annular space are sensed by the transducer 60, and the resulting ARP signal is conditioned in circuits that may include an amplifier 62 and a filter 64. The computer 68 can be used to compare the SNR of both the SPP and the ARP, and to choose the signal with the SNR which is most favorable for decoding. Preferably, the ARP transmitter 60 is placed as far down as possible so that a sufficiently high pressure height is developed (since the ARP signal is so weak). In practice, however, the ARP transmitter will be located just above the Eruption Prevention Device (BOP).
Een andere mogelijkheid is dat het SPP-signaal en het ARP-signaal bewaakt worden voor het vergelijken van weer anderecriteria of parameters (anders dan de SNR en de vervorming),zodat het "beste" signaal gekozen kan worden. Een van dezeandere criteria is het vergelijken van elk signaal zodat delaagste bitfoutfrequentie gekozen kan worden, of het verge¬lijken van elk signaal zodat gekozen kan worden voor hetsignaal dat het waarschijnlijk het beste gedecodeerd kanworden. Een voorbeeld van een signaal dat waarschijnlijkhet best gedecodeerd kan worden treft men aan in het gevalwaar de gecodeerde MWD-informatie tevens de pariteit bevat.Wanneer zodoende het ARP-signaal een juist pariteitssignaal bevat en het SPP-signaal een onjuist pariteitssignaal bevat,geschiedt de waarneming aan de hand van het ARP-signaal.Another possibility is that the SPP signal and the ARP signal are monitored to compare yet other criteria or parameters (other than the SNR and the distortion) so that the "best" signal can be selected. One of these other criteria is to compare each signal so that the lowest bit error rate can be selected, or compare each signal so that it is possible to choose the signal that is probably best to be decoded. An example of a signal that is probably best to be decoded is found where the encoded MWD information also contains the parity. Thus, when the ARP signal contains a correct parity signal and the SPP signal contains an incorrect parity signal, the observation is made using the ARP signal.
Met betrekking tot de Figuren 4A - 4D worden in een verdereuitvoeringsvorm van de uitvinding de twee MWD-signaal (ARP-signaal en SPP-signaal) gezamenlijk gebruikt teneindebetrouwbaarder gedecodeerde gegevens te verkrijgen. Hetzal duidelijk zijn dat het SPP-signaal en het ARP-signaalals gezamenlijke factor de MWD-puls hebben. Anderzijds isde ruis niet noodzakelijkerwijze voor beide signalen het¬zelfde. De pompruis wordt bijvoorbeeld in onverzwakte vormwaargenomen door de SPP-overdrager, zeer snel nadat dezeruis aan de bron ervan veroorzaakt is. De pompruis welkein de ringvormige ruimte door de ARP-overdrager wordtwaargenomen is echter (1) verzwakt, doordat de ruis tweemaalde afstand door de boorpijp omlaag en door de ringvormigeruimte weer naar boven aflegt, en (2) in tijd verschovenals gevolg van de afgelegde afstand en de snelheid van depuls (ongeveer de snelheid van het geluid in dit medium).With reference to Figures 4A-4D, in a further embodiment of the invention, the two MWD signal (ARP signal and SPP signal) are used together to obtain more reliable decoded data. It will be clear that the SPP signal and the ARP signal as a common factor have the MWD pulse. On the other hand, the noise is not necessarily the same for both signals. For example, the pump noise is detected in the attenuated form by the SPP transmitter very soon after this noise is caused at its source. However, the pump noise sensed in the annular space by the ARP transmitter is attenuated (1) because the noise travels twice the distance down the drill pipe and up again through the annular space, and (2) shifted in time due to the distance traveled and the speed of the pulse (approximately the speed of sound in this medium).
Uit dit voorbeeld kan men afleiden dat, algemeen gesteld,de ruis zoals deze waargenomen wordt door de SPP-overdrageren de ARP-overdrager, onverschillig van welke bron de ruisafkomstig is, een andere amplitude kan hebben dan hetsignaal en in de tijd verschoven kan zijn. Verder is hetmogelijk dat de in het SPP-signaal gekoppelde ruis anders,of helemaal niet, in het ARP-signaal gekoppeld wordt. Opbasis van dit concept is het mogelijk een versterkt signaalte verkrijgen door de gezamenlijke signaalinformatie vande twee signalen te combineren. In de Figuren 4A - 4D iseen grafisch voorbeeld hiervan weergegeven, Figuur 5 toonteen orgaan waarmee dit uitgevoerd kan worden.From this example, it can be deduced that, generally speaking, the noise as perceived by the SPP transmitting the ARP transmitter, irrespective of the source of the noise, may have a different amplitude than the signal and may be time-shifted. Furthermore, it is possible that the noise coupled in the SPP signal will be coupled differently, if at all, in the ARP signal. Based on this concept, it is possible to obtain an amplified signal by combining the common signal information of the two signals. Figures 4A - 4D show a graphical example of this, Figure 5 shows a means by which it can be carried out.
In de Figuren 4A - 4D is een ruispuls weergegeven welkeopgewekt is in de standpijp, ter hoogte van de SPP-over¬drager. Deze puls gaat naar beneden en weer omhoog naar deoppervlakte, en wordt vertraagd doordat hij een tijdlang onderweg is. De SPP-overdrager neemt de ruispuls op eenander tijdstip waar dan de ARP-overdrager. Wanneer hetSPP-signaal en het ARP-signaal opgeteld worden, zoals inFiguur 1 weergegeven is, (of vermenigvuldigd worden, ofwanneer kruiscorrelatie plaatsvindt), wordt het in beidegolfvormen aanwezige signaal versterkt, terwijl eventueleniet naar de tijd gecorreleerde ruis dezelfde amplitude zalbewaren of minder zal worden. In het voorbeeld volgensFiguur 4, is de ruis na de optelling in twee plaatsengelocaliseerd, met dezelfde sterkte als oorspronkelijk,maar de signaalsterkte is verdubbeld. De SNR is zodoendeverdubbeld. Aangezien de decodeerbaarheid van het signaaldirect verband houdt met de SNR, wordt de decodeerbaarheidgroter als gevolg van deze techniek. Het zal duidelijkzijn dat het ARP-signaal minder sterk zal zijn dan hetSPP-signaal, afhankelijk van de plaats waar en de wijzewaarop het opgevangen wordt. Er zal echter een constanteversterking plaatsvinden tussen de twee signalen, welkegemeten en afgeregeld kan worden. Op soortgelijke wijzekan er een kleine verschuiving in de tijd plaatsvinden,welke in het algemeen van gering belang is. Dit effect zalvariëren al naar gelang de diepte en de stroomsnelheid;wanneer dit echter van belang is, kan het effect berekendworden en uit het signaal verwijderd worden met behulp vande correlatietechniek. De voor het uitvoeren van de optel¬ling, de vermenigvuldiging of de kruiscorrelatie benodigdesignaalverwerkingstechnieken zijn allemaal bekende elektro¬nische technieken.Figures 4A - 4D show a noise pulse generated in the standpipe at the level of the SPP transducer. This pulse goes down and up again to the surface, and is delayed by being on the road for a while. The SPP transmitter detects the noise pulse at a different time than the ARP transmitter. When the SPP signal and the ARP signal are added, as shown in Figure 1, (or multiplied, or when cross-correlation occurs), the signal present in both waveforms is amplified, while any time-correlated noise will keep the same amplitude or less . In the example of Figure 4, the noise after the addition is localized in two places, with the same strength as originally, but the signal strength is doubled. The SNR has thus doubled. Since the decoding of the signal is directly related to the SNR, the decoding ability becomes larger due to this technique. It will be clear that the ARP signal will be less strong than the SPP signal, depending on where and how it is received. However, there will be a constant gain between the two signals, which can be measured and adjusted. Similarly, there may be a slight shift in time, which is generally of minor importance. This effect will vary according to depth and flow rate; however, if this is important, the effect can be calculated and removed from the signal using the correlation technique. The signal processing techniques required to perform the addition, multiplication or cross-correlation are all known electronic techniques.
Figuur 5 toont een blokschema waarin weergegeven wordt opwelke wijze de techniek volgens Figuur 4 ten uitvoer gelegdkan worden. Het ARP-signaal 100 wordt op zodanige wijzeversterkt dat het van dezelfde grootte is als het SPP-signaal 102. Dit is in hoofdzaak een functie van de gekozen,in de handel verkrijgbare overdragers. De aanpassing v.w.b.de verschuiving in de tijd kan indien gewenst uitgevoerd worden met behulp van een gebruikelijk "all pass filter"voor het op elkaar afstellen van het SPP-signaal en hetARP-signaal. Dit kan automatisch geschieden, door middelvan een correlatieberekening, of er kan een heel eenvoudigevisuele aflezing plaatsvinden van de gelijktijdig gemaaktegrafiek van de twee signalen, en de gemeten vertragingkan in het "all pass filter" ingevoerd worden. Zoals reedsgezegd kan de optelbewerking 104 bestaan uit de algebraïscheoptelling van de twee signalen, het kan een vermenigvuldi¬ging omvatten of een correlatieberekening.Figure 5 shows a block diagram showing how the technique of Figure 4 can be implemented. The ARP signal 100 is amplified in such a way that it is the same size as the SPP signal 102. This is mainly a function of the selected commercially available transmitters. The time shift adjustment can be made if desired using a conventional all pass filter to match the SPP signal and the ARP signal. This can be done automatically, by means of a correlation calculation, or a very simple visual reading of the simultaneously made graph of the two signals, and the measured delay can be entered in the "all pass filter". As mentioned, the addition operation 104 may consist of the algebraic addition of the two signals, it may include a multiplication or a correlation calculation.
Bij een alternatieve uitvoeringsvorm van de uitvindingwordt de retourstroom in de ringvormige ruimte bewaakt, integenstelling tot de retourdrukpulsen. Zoals bekend wordendoor de pulsinrichting snelle veranderingen aangebracht inde stroom boorvloeistof. Deze veranderingen in de stromingzullen evenredig zijn aan de drukpulsen welke worden opge¬wekt door de pulsinrichting. Zodoende is het mogelijk eenin Figuur 1 met verwijzingscijfer 60 aangeduide stroommeterte gebruiken (geen drukoverdrager); en veranderingen in destroming kunnen gemeten en gedecodeerd worden, zodat menkan beschikken over de boorgatinformatie afkomstig van deMWD-sensororganen.In an alternative embodiment of the invention, the return flow in the annular space is monitored as opposed to the return pressure pulses. As is known, rapid changes are made in the flow of drilling fluid by the pulse device. These changes in flow will be proportional to the pressure pulses generated by the pulse device. It is thus possible to use a flow meter indicated by reference number 60 in Figure 1 (no pressure transmitter); and changes in flow can be measured and decoded to provide borehole information from the MWD sensor members.
Zoals gezegd is het uit de Amerikaanse Octrooien Nrs.4,733,232 en 4,733,233 bekend dat de in de boorpijp aanwe¬zige zender van de pulsen in de boorspoeling eveneens zalzorgen voor een waarneembare drukpuls in de ringvormigeruimte. Wat tot nu toe echter niet bekend was, en ook nietin een van beide octrooien aangeduid is, is het feit datde drukpulssignalen in de ringvormige ruimte informatiebevatten welke nauwkeurig gedecodeerd kan worden, zodatmen kan beschikken over de boorgatinformatie afkomstig vande MWD-sensors. Zo komt ook in geen van beide octrooiennaar voren dat de SNR van het ARP-signaal verbeterd kanworden ten opzichte van de SNR van het SPP-signaal.As mentioned, it is known from U.S. Patents Nos. 4,733,232 and 4,733,233 that the transmitter of the pulses in the drilling fluid contained in the drill pipe will also provide a detectable pressure pulse in the annular space. However, what has hitherto not been known, nor has it been indicated in either of the patents, is the fact that the pressure pulse signals in the annular space contain information that can be accurately decoded so that the borehole information from the MWD sensors can be obtained. Similarly, neither patent shows that the SNR of the ARP signal can be improved over the SNR of the SPP signal.
Beide bovengenoemde octrooien hebben betrekking op werkwij¬zen met behulp waarvan een indicatie verkregen kan wordenvan de toestroming van vloeistof in een boorgat. Bij hetAmerikaanse Octrooi Nr. 4,733,233 wordt voor het waarnemenvan deze toestroming van vloeistof gebruik gemaakt van deopwekker van de pulsen in de boorspoeling. Bij het Ameri¬kaanse Octrooi Nr. 4,733,233 wordt de druk in de ringvor¬mige ruimte tussen de standpijp (boorpijp of boorketen) ende wand van de boorput aan de oppervlakte gemeten. Frequen¬tie- of amplitudemodulatie van de stroom boorspoeling inde standpijp door het bedrijven van een klep of plunjervoor het opwekken van bijv. MWD-richtingssignalen overeen¬komstig de voornoemde Amerikaanse Octrooien Nrs. 3,982,431;4,013,945 en 4,021,774 zal ertoe leiden dat de stroomboorspoeling in de ringvormige ruimte reflecties bevat vanhet MWD-signaal in de standpijp. Het aan de oppervlaktemeten van de druk van de stroom boorspoeling in de ringvor¬mige ruimte leidt zodoende tot de detectie van de gereflec¬teerde signalen welke veroorzaakt worden door de modulatievan de kolom boorspoeling in de boorketen (standpijp). Bijeen toepassingswijze van de in het Amerikaanse Octrooi Nr.4,733,233 beschreven werkwijze worden de in de ringvormigeruimte waargenomen drukvariaties vergeleken met in destandpijp waargenomen drukvariaties. Een belangrijke veran¬dering in de fase- en/of amplitudeverhouding welke wezenlijkafwijkt van een eerder vastgestelde verhouding, betekentdat er een toestroming van vloeistof in de ringvormigeruimte plaatsvindt, aangezien het instromen van vloeistof,bijvoorbeeld gas, in de boorspoeling een verzwakking vande gemoduleerde informatie tot gevolg zal hebben en/of deoverbrengingssnelheid zal beïnvloeden. Overeenkomstig eentweede toepassing van de werkwijze volgens het AmerikaanseOctrooi Nr. 4,733,233 worden de drukvariaties in de boor¬spoeling welke door de ringvormige ruimte naar boven stroomtvergeleken met recent verkregen gegevens m.b.t. dergelijke drukvariaties in de ringvormige ruimte en, nadat eencompensatie is aangebracht voor eventuele veranderingenwelke zijn aangebracht in het boorproces, worden de resul¬taten van de vergelijking gebruikt voor het waarnemen vande toestroming van vloeistof. Wanneer het signaal in deringvormige ruimte verloren gaat of wanneer de amplitudeof de aankomsttijd van het signaal, of beide, sterkverandert, kan een alarmsignaal ingesteld worden, dataangeeft dat vloeistof binnengedrongen is in het boorgat.Both of the above patents relate to methods by which an indication can be obtained of the flow of fluid into a borehole. U.S. Pat. 4,733,233 use is made of the pulses in the drilling fluid to observe this influx of liquid. With U.S. Patent No. 4,733,233 the pressure in the annular space between the standpipe (drill pipe or drill string) and the wall of the well is measured at the surface. Frequency or amplitude modulation of the drilling mud flow in the standpipe by operating a valve or plunger to generate eg MWD direction signals in accordance with the aforementioned U.S. Pat. 3,982,431; 4,013,945 and 4,021,774 will cause the annular space current drilling fluid to contain reflections of the MWD signal in the standpipe. Thus, measuring the pressure of the drilling fluid flow in the annular space results in the detection of the reflected signals caused by the modulation of the drilling fluid column in the drill string (standpipe). In a method of application of the method described in U.S. Patent No. 4,733,233, the pressure variations observed in the annulus space are compared with pressure variations observed in the standpipe. An important change in the phase and / or amplitude ratio which deviates significantly from a previously determined ratio, means that an influx of liquid into the annular space takes place, since the inflow of liquid, for example gas, into the drilling mud weakens the modulated information into and / or affect transmission speed. According to a second application of the method of U.S. Pat. 4,733,233, the pressure variations in the drilling fluid flowing up through the annular space are compared with recently obtained data regarding such pressure variations in the annular space and, after a compensation has been made for any changes made in the drilling process, the results of the equation used to observe the flow of liquid. When the signal is lost in the rectangular space or when the amplitude or the arrival time of the signal, or both, strongly changes, an alarm signal can be set, indicating that liquid has entered the borehole.
Zoals in het bovenstaande is opgemerkt is aan het Amerikaan¬se Octrooi Nr. 4,733,233 geen indicatie te ontlenen dathet drukpulssignaal in de ringvormige ruimte gedecodeerdkan worden voor het verschaffen van boorgatinformatie,welke afkomstig is van de MWD-sensors en in de seriëlepulsen gecodeerd is. Evenmin is aan dit Octrooi enigeindicatie te ontlenen dat de SNR in de ringvormige ruimteverbeterd wordt ten opzichte van de SNR in de standpijp.As noted above, U.S. Pat. 4,733,233 does not derive any indication that the pressure pulse signal can be decoded in the annular space to provide borehole information from the MWD sensors and encoded in the serial pulses. Nor can any indication be derived from this patent that the SNR in the annular space is improved compared to the SNR in the standpipe.
Bij het Amerikaanse Octrooi Nr. 4,733,233 (en 4,733,232)wordt alleen gebruik gemaakt van het ARP-signaal voor hetmeten van de fase en/of amplitude of voor een zelfvergelij-king v.w.b. de tijd; het ARP-signaal wordt niet gedecodeerdvoor het verkrijgen van boorgatmetingen afkomstig van deMWD-sensors.U.S. Pat. 4,733,233 (and 4,733,232) use only the ARP signal for phase and / or amplitude measurement or for self-comparison of time; the ARP signal is not decoded to obtain borehole measurements from the MWD sensors.
Claims (9)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US46241490A | 1990-01-09 | 1990-01-09 | |
| US46241490 | 1990-01-09 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL9002727A true NL9002727A (en) | 1991-08-01 |
Family
ID=23836349
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL9002727A NL9002727A (en) | 1990-01-09 | 1990-12-12 | METHOD FOR DECODING MWD SIGNALS USING PRESSURE SIGNALS IN THE RING-SPACE. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| DE (1) | DE4042192A1 (en) |
| DK (1) | DK306590A (en) |
| FR (1) | FR2656896A1 (en) |
| GB (1) | GB2239883B (en) |
| NL (1) | NL9002727A (en) |
| NO (1) | NO910083L (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5055837A (en) * | 1990-09-10 | 1991-10-08 | Teleco Oilfield Services Inc. | Analysis and identification of a drilling fluid column based on decoding of measurement-while-drilling signals |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2096920B1 (en) * | 1970-07-16 | 1974-02-22 | Aquitaine Petrole | |
| US4276943A (en) * | 1979-09-25 | 1981-07-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Fluidic pulser |
| US4515225A (en) * | 1982-01-29 | 1985-05-07 | Smith International, Inc. | Mud energized electrical generating method and means |
| US4733233A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
-
1990
- 1990-12-12 NL NL9002727A patent/NL9002727A/en not_active Application Discontinuation
- 1990-12-21 FR FR9016096A patent/FR2656896A1/en not_active Withdrawn
- 1990-12-28 DK DK306590A patent/DK306590A/en not_active Application Discontinuation
- 1990-12-29 DE DE4042192A patent/DE4042192A1/en not_active Withdrawn
-
1991
- 1991-01-08 GB GB9100285A patent/GB2239883B/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-01-08 NO NO91910083A patent/NO910083L/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK306590A (en) | 1991-07-10 |
| GB9100285D0 (en) | 1991-02-20 |
| FR2656896A1 (en) | 1991-07-12 |
| NO910083D0 (en) | 1991-01-08 |
| GB2239883A (en) | 1991-07-17 |
| DK306590D0 (en) | 1990-12-28 |
| DE4042192A1 (en) | 1991-08-08 |
| GB2239883B (en) | 1993-08-25 |
| NO910083L (en) | 1991-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5154078A (en) | Kick detection during drilling | |
| RU2570211C2 (en) | Gas inflow detection in wellbore | |
| EP0621397B1 (en) | Method of and apparatus for detecting an influx into a well while drilling | |
| US4733233A (en) | Method and apparatus for borehole fluid influx detection | |
| US4733232A (en) | Method and apparatus for borehole fluid influx detection | |
| RU2374443C2 (en) | Emission alarm system using high frequency mode of fluid inside borehole | |
| US5969638A (en) | Multiple transducer MWD surface signal processing | |
| AU2003211048B2 (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| US6758090B2 (en) | Method and apparatus for the detection of bubble point pressure | |
| US20150293252A1 (en) | Wireless logging of fluid filled boreholes | |
| US5163029A (en) | Method for detection of influx gas into a marine riser of an oil or gas rig | |
| GB2549663A (en) | Submersible pump monitoring | |
| CA2395098C (en) | A system and methods for detecting pressure signals generated by a downhole actuator | |
| US5272680A (en) | Method of decoding MWD signals using annular pressure signals | |
| GB2555550A (en) | Submersible pump monitoring | |
| NL9101513A (en) | ANALYSIS AND IDENTIFICATION OF A COLUMN DRILLING FLUID, BASED ON THE DECODING OF MEASUREMENT DURING DRILLING SIGNALS. | |
| EP0657622B1 (en) | Method and apparatus for investigating drill string stand-off and drilling fluid sound speed while drilling | |
| DK174285B1 (en) | A method for determining the propagation rate of acoustic vibrations in a drill rod | |
| US11397081B2 (en) | Method and apparatus for determining a tubular thickness using a pulse echo waveform signal | |
| CA1218740A (en) | Method and apparatus for borehole fluid influx detection | |
| NL9002727A (en) | METHOD FOR DECODING MWD SIGNALS USING PRESSURE SIGNALS IN THE RING-SPACE. | |
| GB2160565A (en) | Making measurements in wellbores | |
| WO2021003120A1 (en) | Method and apparatus for determining a tubular thickness using a pulse echo waveform signal | |
| Codazzi et al. | Rapid and reliable gas influx detection | |
| US6417667B1 (en) | Method for logging and determining wellbore diameter by processing of progressive subsurface electromagnetic resistivity measurements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| BV | The patent application has lapsed |