NO162881B

NO162881B - PROCEDURE AND APPARATUS FOR DETECTING FLUIDUM FLOW DRAWINGS IN DRILL.

Info

Publication number: NO162881B
Application number: NO842442A
Authority: NO
Inventors: Donald S Grosso; G Roberg Feeley Jr
Original assignee: Teleco Oilfield Services Inc
Priority date: 1983-06-23
Filing date: 1984-06-18
Publication date: 1989-11-20
Also published as: NO162881C; GB2142679A; GB8415968D0; FR2549132A1; FR2549132B1; GB2142679B; NO842442L; CA1218740A; DE3423158A1

Description

Oppfinnelsen vedrører et apparat og en fremgangsmåte The invention relates to an apparatus and a method

for deteksjon av fluiduminnstrømninger i borehull, hvor det er anordnet en borestreng, hvor borestrengen samvirker med borehullveggene for avgrensning av et ringrom og hvor borefluidum blir sirkulert fra overflaten gjennom det indre av borestrengen inn i ringrommet og tilbake til overflaten, hvor dataførende primærsignaler overføres til overflaten via borefluidumet ved virkningen av trykkdannende innretninger i borestrengen, og hvor reflekterte signaler fra primærsignalet overføres til overflaten i ringrommet gjennom borefluidumet for the detection of fluid inflows in boreholes, where a drill string is arranged, where the drill string interacts with the borehole walls to define an annulus and where drilling fluid is circulated from the surface through the interior of the drill string into the annulus and back to the surface, where primary data-carrying signals are transmitted to the surface via the drilling fluid through the action of pressure-generating devices in the drill string, and where reflected signals from the primary signal are transferred to the surface in the annulus through the drilling fluid

I forbindelse med boring av olje- og gassbrønner er boresikkerhet og -effektivitet av vesentlig betydning. Effektiv drift av boreapparaturen, spesielt i forbindelse med at brønner blir boret dypere og offshore-aktiviteten øker, krever at de data som har interesse for boreren,blir samlet nede i hullet og blir avfølt og overført til overflaten "uten avbrekk", det vil si uten lange forsinkelser som kan skyldes opphør av boringen og senkning av testinstrumenter ned i borehullet. I de siste år er der gjort betydelige fremskritt m.h.t. teknologi ved-rørende måling under boring (MWD "measurement-while-drilling"). Eksempler på MWD-systerner som benyttes i forbindelse med In connection with the drilling of oil and gas wells, drilling safety and efficiency are of significant importance. Efficient operation of the drilling equipment, especially in connection with wells being drilled deeper and offshore activity increasing, requires that the data that is of interest to the driller is collected downhole and is sensed and transmitted to the surface "without interruption", that is without long delays that may result from the cessation of drilling and the lowering of test instruments down the borehole. In recent years, significant progress has been made with regard to technology relating to measurement during drilling (MWD "measurement-while-drilling"). Examples of MWD systems used in connection with

måling av borehull-retningsparametre, er omtalt i US patentskrift 3.982.431, 4.013.945 og 4.021.774. measurement of borehole directional parameters, is discussed in US patent documents 3,982,431, 4,013,945 and 4,021,774.

Målesystemene i henhold til de ovennevnte patentskrifter benytter mudderpulstelemetri for overføring av informasjon fra omkretsen av borkronen til overflateboreplattformen. Mudderpulstelemetri består av overføring av informasjon via en strømmende søyle av borefluidum, dvs. mudder, idet informasjon som svarer til de avfølede parametre nede i hullet, blir omformet til en binær kode av trykkpulser i borefluidet inne i borerøret,som blir avfølt ved overflaten. Disse trykkpulser blir fremskaffet ved periodisk modulering av den strømmende muddersøyle ved et punkt som ligger nede i hullet, ved hjelp av mekaniske organer,og de resulterende, periodiske trykkpulser som opptrer ved overflateenden av muddersøylen, blir detektert ved hjelp av en trykktransduktor som passende er an-bragt i slamrøret. Boreslammet blir pumpet tilbake gjennom borerøret (strengen) og deretter tilbake til overflaten gjennom det rørformede rom mellom borestrengen og veggen i brønnen, i den hensikt å avkjøle borkronen, samtidig som det fjerner av-skjær som fremskaffes ved borkronens drift fra området for The measurement systems according to the above-mentioned patents use mud pulse telemetry for the transmission of information from the circumference of the drill bit to the surface drilling platform. Mud pulse telemetry consists of the transmission of information via a flowing column of drilling fluid, i.e. mud, as information corresponding to the sensed parameters down the hole is transformed into a binary code of pressure pulses in the drilling fluid inside the drill pipe, which is sensed at the surface. These pressure pulses are produced by periodically modulating the flowing mud column at a point downhole by means of mechanical means, and the resulting periodic pressure pulses occurring at the surface end of the mud column are detected by means of a pressure transducer suitably -brought into the mud pipe. The drilling mud is pumped back through the drill pipe (string) and then back to the surface through the tubular space between the drill string and the wall of the well, in order to cool the drill bit, while also removing cuttings produced by the drill bit's operation from the area of

-borkronen og inneholder geotrykket. -the drill bit and contains the geopressure.

"Som nevnt ovenfor, er boresikkerhet av vesentlig betydning og ett sikkerhetsproblem vedrører det som er kjent som en "utblåsning". En sone med høyt geotrykk, som inneholdes av et hettef jell,. vil man av og til uten forvarsel møte på under "As mentioned above, drilling safety is of significant importance and one safety issue concerns what is known as a 'blowout'. A zone of high geopressure, contained by a cap rock, will occasionally, without warning, be encountered below

boringen. Dersom dette trykk overskrider det hydrostatiske trykk som utøves av boreslammet og formasjonen har tilstrekke-lig permeabilitet til å tillate fluidumstrømning, så vil forma-sjonsfluidet forskyve boreslammet. Dette betegnes som et "spark" ("kick"), og dersom det er ukontrollert vil det bevirke hva som er kjent som en "utblåsnings"-tilstand. En borehulls-tilstand som boreren ønsker å overvåke i den hensikt å sikre seg mot "utblåsning", er gassinnstrømning. the drilling. If this pressure exceeds the hydrostatic pressure exerted by the drilling mud and the formation has sufficient permeability to allow fluid flow, the formation fluid will displace the drilling mud. This is termed a "kick" and if uncontrolled will cause what is known as a "blowout" condition. One wellbore condition that the driller wants to monitor in order to protect against "blowout" is gas inflow.

Selv om der tidligere er blitt foreslått forskjellige teknikker til måling av gassinnstrømning i et borehull, og disse i noen tilfeller er realisert, har de tidligere foreslåtte teknikker ikke vært passende for MWD, og har ofte enten vært komplekse, vanskelige å realisere eller har vært forholds-vis langsomme. De tidligere kjente gassinnstrømnings-måleteknikker har også ofte vært ute av stand til å gi utvetydig informasjon og krever således gjentatte tester og/eller bruken ay flere måleteknikker. De fremgangsmåter til måling av gass-innstrømning i et borehull som er foreslått ifølge kjent teknikk, har innbefattet avføling av borehull-ringromtrykket ved avføling av trykkforskjellen mellom det indre av borestrengen og ringrommet, ved måling av hastigheten av lyden i boreslammet, ved måling av motstanden av boreslammet og forskjellige andre tester som er basert på forsøk for å måle trykket i den formasjon som borestrengen trenger seg igjennom eller har trengt igjennom. Som angitt ovenfor har alle disse tidligere foreslåtte gassdetekteringsteknikker, og spesielt dem som er basert på trykkmålinger, visse ulemper som utelukker deres bruk i forbindelse med MWD og på annen måte legger en stor be-grensning på deres brukbarhet. Although various techniques for measuring gas inflow into a borehole have previously been proposed, and these have in some cases been realized, the previously proposed techniques have not been suitable for MWD, and have often been either complex, difficult to realize or have been relatively -show slow. The previously known gas inflow measuring techniques have also often been unable to provide unambiguous information and thus require repeated tests and/or the use of several measuring techniques. The methods for measuring gas inflow into a borehole that have been proposed according to prior art have included sensing the borehole annulus pressure by sensing the pressure difference between the interior of the drill string and the annulus, by measuring the speed of sound in the drilling mud, by measuring the resistance of the drilling mud and various other tests which are based on attempts to measure the pressure in the formation that the drill string penetrates or has penetrated. As indicated above, all of these previously proposed gas detection techniques, and especially those based on pressure measurements, have certain disadvantages that preclude their use in connection with MWD and otherwise severely limit their utility.

I henhold til den foreliggende oppfinnelse er der skaffet et apparat av den innledningsvis nevnte type, som er kjennetegnet ved det som fremgår av apparatkravene. Oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte som er kjennetegnet ved det som fremgår av fremgangsmåtekravene. According to the present invention, an apparatus of the type mentioned at the outset has been provided, which is characterized by what appears in the apparatus requirements. The invention also includes a method which is characterized by what appears in the method requirements.

Frekvens- eller amplitudemodulasjon av mudderstrømmen i slamrøret ved hjelp av en koherent energikilde på et sted i nærheten av borkronen, vil resultere i at mudderstrømmen i ringrommet vil inneholde informasjon i form av refleksjoner av modulasjonen av strømmen i slamrøret. Trykkovervåkning av slamstrømmen i ringrommet ved overflaten, vil således resultere i detekteringen av den reflekterte informasjon som resulterer fra modulasjonen av søylen av boreslam i borestrengen (slam-røret) . Ved én utførelsesform for oppfinnelsen vil trykkvariasjoner som detekteres i ringrommet bli sammenlignet med trykkvariasjoner som detekteres i slamrøret. En betydelig endring i fase og/eller amplitudeforhold mellom slamrøret og ringromtrykkvariasjoner, spesielt en endring i fase og/ampli-tudeforhold som utgjør et betydelig avvik fra tidligere eta-blert historie, vil indikere at der forekommer en fluiduminn-strømning til ringrommet fordi fluidum, f.eks. gass, som strømmer inn i boreslammet, vil fremskaffe dempning av den modulerte informasjon og/eller vil påvirke overføringshastig-heten. I henhold til en annen utførelsesform Frequency or amplitude modulation of the mud flow in the mud pipe using a coherent energy source at a location near the drill bit will result in the mud flow in the annulus containing information in the form of reflections of the modulation of the flow in the mud pipe. Pressure monitoring of the mud flow in the annulus at the surface will thus result in the detection of the reflected information resulting from the modulation of the column of drilling mud in the drill string (mud pipe). In one embodiment of the invention, pressure variations detected in the annulus will be compared with pressure variations detected in the mud pipe. A significant change in phase and/or amplitude ratio between the mud pipe and annulus pressure variations, especially a change in phase and/amplitude ratio that constitutes a significant deviation from previously established history, will indicate that there is a fluid inflow into the annulus because fluid, e.g. gas, which flows into the drilling mud, will cause attenuation of the modulated information and/or will affect the transmission speed. According to another embodiment

vil trykkvariasjonene i boreslammet som stømmer opp langs ringrommet, bli sammenlignet med slike ringrom-trykkvariasjoner som utgjør nær passert historie etter passende kompensasjon for eventuelle endringer som er blitt utført under boreoperasjonen, idet resultatene av sammenligningen blir benyttet for fluidum-innstrømningsdetektering. Når ringromsignalet går tapt eller blir endret i vesentlig grad, enten hva angår amplitude eller ankomsttid eller begge deler, kan en alarm realiseres som indi- the pressure variations in the drilling mud flowing up along the annulus will be compared with such annulus pressure variations that constitute near past history after suitable compensation for any changes that have been carried out during the drilling operation, the results of the comparison being used for fluid inflow detection. When the ring space signal is lost or is changed to a significant extent, either in terms of amplitude or arrival time or both, an alarm can be realized as an indi-

kerer at fluidum er kommet inn i borehullet. De organer som fremskaffer signalet vil fremskaffe trykkpulser, spesielt pulser i frekvensområdet som ligger under eller i det hørbare område. Apparatet kan dessuten hensiktsmessig means that fluid has entered the borehole. The organs that produce the signal will produce pressure pulses, especially pulses in the frequency range below or in the audible range. The device can also be appropriate

omfatte organer som er plassert ved overflaten for detektering av disse trykkpulser i ringrommet, og i henhold til en ut-førelsesform også i slamrøret. Et elektrisk signal som svarer til modulasjonen av borefluidet, slik det fremskaffes ved over-flateføleren eller -følerne, blir viderebehandlet for fjerning av støy, det vil si signalvariasjoner som ligger utenfor energispekteret for det forventede signal og deretter fortrinns-vis omformet til digitalform for datamaskinbehandling. Ved en foretrukken utførelsesform vil datamaskinen bli forsynt med informasjon som svarer til andre boreparametre som har en virkning på amplituden og/eller fasen av signalet eller signalene som detekteres ved overflaten. Disse andre boreparametre kan innbefatte, dog bare som eksempler, borefluidumtemperatur som vil ha en virkning på hastigheten av lydoverføringen i fluidet. Ved en utførelsesform vil de viderebehandlede slam-rør- og ringromtrykksignaler etter viderebehandlingen bli sammenlignet, og datamaskinen vil analysere resultatene fra sammenligningen for detekteringer av endringer som ikke kan bli forklart ved en variasjon i boreparametrene. Ved en annen utførelsesform vil datamaskinen "se på" bare det signal som er avledet fra de målinger som er tatt på borefluidet som strømmer i ringrommet, og vil sammenligne slike signaler med deres egne lagrede, nær passert historie, for vurdering av uventede variasjoner. Ved enda en annen utførelsesform vil de avfølede trykk-signaler enten før eller istedenfor omformingen til digital form, bli justert hva angår amplitude og fase, slik at under normale driftsbetingelser vil de signaler som samsvarer med variasjoner i ringrom- og slamrørtrykk, utslette hverandre. Følgelig vil bare en forskjell i de viderebehandlede signaler som er større enn en forhåndsvalgt størrelse, være en indika-sjon på fluiduminnstrømning fra den formasjon som bores til ringrom. include organs that are placed at the surface for detecting these pressure pulses in the annulus, and according to one embodiment also in the mud pipe. An electrical signal corresponding to the modulation of the drilling fluid, as obtained by the surface sensor or sensors, is further processed to remove noise, i.e. signal variations that lie outside the energy spectrum of the expected signal and then preferably converted into digital form for computer processing . In a preferred embodiment, the computer will be provided with information corresponding to other drilling parameters that have an effect on the amplitude and/or phase of the signal or signals detected at the surface. These other drilling parameters may include, however only as examples, drilling fluid temperature which will have an effect on the speed of sound transmission in the fluid. In one embodiment, the further processed mud-tube and annulus pressure signals after the further processing will be compared, and the computer will analyze the results from the comparison for detections of changes that cannot be explained by a variation in the drilling parameters. In another embodiment, the computer will "look at" only the signal derived from the measurements taken on the drilling fluid flowing in the annulus, and will compare such signals with their own stored, near past history, for assessment of unexpected variations. In yet another embodiment, the sensed pressure signals either before or instead of being transformed into digital form, will be adjusted in terms of amplitude and phase, so that under normal operating conditions the signals that correspond to variations in annulus and mud pipe pressure will cancel each other out. Consequently, only a difference in the further processed signals that is greater than a preselected size will be an indication of fluid inflow from the formation being drilled into the annulus.

Den foreliggende oppfinnelse vil bli bedre forstått, The present invention will be better understood,

og dens hensikter og fordeler vil fremstå og bli forstått av and its purposes and benefits will appear and be understood by

fagfolk på området, under henvisning til den vedføyde, detal-jerte beskrivelse og tegning. professionals in the field, with reference to the attached, detailed description and drawing.

På de forskjellige figurer på tegningen er samme henvisningstall benyttet for samme elementer på en flerhet av figurer. Fig. 1 er et generelt skjematisk riss av et borehull-boreapparat, hvor den foreliggende oppfinnelse er innlemmet. Fig. 2 er et skjematisk riss, delvis i snitt, av en energikilde som befinner seg nede i et hull. Fig. 3 er et riss som anskueliggjør en annen utførelses-form for en energikilde som befinner seg nede i et hull. Fig. 4 er et funksjonsblokkdiagram over overflate-plasserte komponenter i et borehullgassinnstrømnings-detekter-ingssystem i henhold til en utførelsesform for den foreliggende oppfinnelse. Fig. 5 er et bølgediagram som anskueliggjør trykksig-naler, avfølt i samband med utøvelsen av utførelsesformen på fig. 4, etter at signalene er forhåndsbehandlet. Fig. 6 er et funksjonsblokkdiagram over overflate-plasserte komponenter i et borehullgassinnstrømnings-detekter-ingssystem i henhold til en annen utførelsesform for den foreliggende oppfinnelse. Fig. 7 er et funksjonelt blokkdiagram over overflate-plasserte komponenter i et borehullgassinnstrømnings-detekter-ingssystem i henhold til enda en annen utførelsesform for den foreliggende oppfinnelse. In the different figures in the drawing, the same reference numbers are used for the same elements in a plurality of figures. Fig. 1 is a general schematic view of a borehole drilling apparatus, in which the present invention is incorporated. Fig. 2 is a schematic drawing, partly in section, of an energy source located at the bottom of a hole. Fig. 3 is a diagram illustrating another embodiment of an energy source which is located at the bottom of a hole. Fig. 4 is a functional block diagram of surface mounted components of a downhole gas inflow detection system according to one embodiment of the present invention. Fig. 5 is a wave diagram illustrating pressure signals sensed in connection with the implementation of the embodiment of fig. 4, after the signals have been pre-processed. Fig. 6 is a functional block diagram of surface mounted components of a borehole gas inflow detection system according to another embodiment of the present invention. Fig. 7 is a functional block diagram of surface mounted components of a downhole gas inflow detection system according to yet another embodiment of the present invention.

På fig. 1 er der vist et boreapparat med et boretårn 10 som understøtter en borestreng eller borestamme, som generelt er. betegnet med 12, og som er avsluttet med en borkrone 14. In fig. 1 shows a drilling rig with a drill tower 10 that supports a drill string or drill stem, which is generally denoted by 12, and which is finished with a drill bit 14.

På samme måte som i forbindelse med kjent teknikk, kan hele borestrengen dreie seg, eller borestrengen kan holdes stasjo-nær samtidig som bare borkronen dreier seg. Borestrengen 12 In the same way as in connection with known technology, the entire drill string can rotate, or the drill string can be kept stationary at the same time as only the drill bit rotates. The drill string 12

er tildannet av en flerhet av innbyrdes forbundne rørsegmenter, idet nye segmenter tilføyes ettersom dybden av brønnen øker. Borestrengen henger ned fra en bevegelig blokk 16 i en vinsj 18 og en kroneblokk 19, og hele borestrengen i det viste apparat blir dreiet rundt ved hjelp av en firkantet kelly 20 som glidbart passerer gjennom og blir dreiet ved hjelp av dreie- is formed by a plurality of interconnected pipe segments, new segments being added as the depth of the well increases. The drill string hangs down from a movable block 16 in a winch 18 and a crown block 19, and the entire drill string in the apparatus shown is turned around by means of a square kelly 20 which slidably passes through and is turned by means of turning

bordet 22 ved foten av boretårnet. En motorsammenstiIling 24 er slik forbundet at den både betjener vinsjen 18 og driver dreiebordet 22. table 22 at the foot of the derrick. A motor assembly 24 is connected in such a way that it both operates the winch 18 and drives the turntable 22.

Den nedre del av borestrengen kan inneholde ett eller flere segmenter 26 med større diameter enn de andre segmenter i borestrengen. Slik det er kjent innen den eksisterende teknikk, vil disse segmenter med større diametre, inneholde følere og elektroniske kretser for forhåndsbehandling av signaler som fremskaffes ved hjelp av følerne. Borestrengsegmenter 26 kan også romme kraftkilder, f.eks. slamdrevne turbiner som driver generatorer, idet generatorene på sin side leverer elektrisk energi for drift av følerelementene og eventuelle databehand-lingskretser. Et eksempel på et system hvor en slamturbin, generator og følerelementer er innlemmet i et nedre borestreng-segment, kan finnes i US patent 3.693.428, hvilket herved inn-lemmes som referanse. The lower part of the drill string may contain one or more segments 26 with a larger diameter than the other segments in the drill string. As is known within the existing technique, these segments with larger diameters will contain sensors and electronic circuits for pre-processing of signals obtained by means of the sensors. Drill string segments 26 can also accommodate power sources, e.g. mud-driven turbines that drive generators, as the generators in turn supply electrical energy for operating the sensor elements and any data processing circuits. An example of a system where a mud turbine, generator and sensor elements are incorporated into a lower drill string segment can be found in US patent 3,693,428, which is hereby incorporated by reference.

Boreavskjær eller borekutt som fremskaffes ved driften av borkronen 14 blir ført vekk ved hjelp av slamstrømmen som stiger opp gjennom det frie, ringformede mellomrom 28, mellom borestrengen og veggen 30 av brønnen. Slammet blir levert via et rør 32 til et filtrerings- og dekanteringssystem på figuren vist skjematisk som en tank 34. Det filtrerte slam blir deretter sugd opp ved hjelp av en pumpe 36, som er forsynt med en pulsasjons-absorsjonsenhet 38, og leveres via en linje 40 under trykk til et roterende innsprøytningshode 42, og deretter til det indre av borestrengen 12 for levering til borkronen 14 og slamturbinen i borestrengsegmentet 26. Drill cuttings or cuttings produced by the operation of the drill bit 14 are carried away by means of the mud flow that rises up through the free, annular space 28, between the drill string and the wall 30 of the well. The sludge is delivered via a pipe 32 to a filtration and decantation system in the figure shown schematically as a tank 34. The filtered sludge is then sucked up by means of a pump 36, which is equipped with a pulsation absorption unit 38, and is delivered via a pressurized line 40 to a rotating injection head 42, and then to the interior of the drill string 12 for delivery to the drill bit 14 and the mud turbine in the drill string segment 26.

Ved det MWD-system som er vist på fig. 3, tjener slam-søylen i borestrengen 12 sem overføringsmedium for overføring av signaler vedrørende boreparametre nede i hullet til overflaten. Denne signaloverføring utføres ved hjelp av kjent teknikk som går ut på slampulsgenerering, idet trykkpulser (som i det følgende av og til vil bli betegnet som "primærpulser") vist skjematisk ved henvisningstall 11, fremskaffes i slamsøylen i borestrengen 12, idet disse representerer parametre som avføles nede i hullet. Boreparametrene kan avføles i følerenheten 44 i borestrengsegmentet 26, slik det er vist pa fig. 1, idet 'segmentet er plassert i nærheten av borkronen. Trykkpulsene 11 som fremkommer i s1 amstrømmen i borestrengen 12, blir mottatt ved overflaten ved hjelp av en trykktransduktor 46 og de resulterende elektriske signaler blir deretter overført til et signalmottagende og behandlende organ 48 som kan nedtegne, fremvise og/eller foreta beregninger vedrørende signalene for fremskaffelse av informasjon om forskjellige tilstander nede i hullet. In the case of the MWD system shown in fig. 3, the mud column in the drill string 12 serves as a transmission medium for transmitting signals regarding drilling parameters down the hole to the surface. This signal transmission is carried out using a known technique which consists of mud pulse generation, as pressure pulses (which in the following will occasionally be referred to as "primary pulses") shown schematically by reference number 11, are obtained in the mud column in the drill string 12, as these represent parameters which can be sensed down the hole. The drilling parameters can be sensed in the sensor unit 44 in the drill string segment 26, as shown in fig. 1, as the segment is placed near the drill bit. The pressure pulses 11 which appear in the s1 am current in the drill string 12 are received at the surface by means of a pressure transducer 46 and the resulting electrical signals are then transmitted to a signal receiving and processing body 48 which can record, display and/or make calculations regarding the signals for acquisition of information about different conditions down the hole.

Idet der fremdeles refereres til fig. 3, vil det slam som strømmer nedover i borestrengen 12 bli påvirket til å passere gjennom en variabel strømningsmunning 50 og blir deretter videreført for drift av turbinen 52. Turbinen 52 er mekanisk tilkoblet og således driver dreiebevegelsen av en generator 54, som skaffer elektrisk kraft for drift av følerne i følerenheten 44. Det utgangssignal som kommer fra føleren-heten 44 og omfatter informasjon, har vanligvis form av et elektrisk signal og driver en ventildrivenhet 58, som på sin side driver et stempel 56 som varierer størrelsen av den vari-able munning 50. Stempelet 56 kan drives elektrisk eller hy-draulisk. Variasjoner i størrelsen av munningen 50 fremskaffer trykkpulsene 11 i boreslamstrømmen, og disse trykkpulser blir avfølt ved overflaten ved hjelp av den ovenfor omtalte transduktor 46 for fremskaffelse av indikasjoner av forskjellige betingelser som overvåkes ved hjelp av betingelsesfølere i enheten 44. Retningen av boreslamstrømmen er vist ved piler på figurene 2 og 3. Trykkpulsene 11 vandrer opp langs den nedoverstrømmende søyle av boreslam inne i borestrengen 12. While still referring to fig. 3, the mud flowing down the drill string 12 will be affected to pass through a variable flow orifice 50 and is then passed on for operation of the turbine 52. The turbine 52 is mechanically connected and thus drives the rotary motion of a generator 54, which provides electrical power for operation of the sensors in the sensor unit 44. The output signal that comes from the sensor unit 44 and includes information, usually takes the form of an electrical signal and drives a valve drive unit 58, which in turn drives a piston 56 that varies the size of the variable orifice 50. The piston 56 can be driven electrically or hydraulically. Variations in the size of the orifice 50 produce the pressure pulses 11 in the drilling mud flow, and these pressure pulses are sensed at the surface by means of the above-mentioned transducer 46 to provide indications of various conditions which are monitored by means of condition sensors in the unit 44. The direction of the drilling mud flow is shown by arrows in Figures 2 and 3. The pressure pulses 11 travel up along the downward flowing column of drilling mud inside the drill string 12.

Følerenheten 44 vil typisk innbefatte organer for om-forming av de signaler som svarer til de forskjellige parametre som overvåkes til binær form og de således kodede informasjoner blir benyttet til styring av stempelet 56. Føleren 46 ved overflaten, vil detektere trykkpulser i boreslamstrømmen og disse trykkpulser vil svare til en binær kode. I et prak-tisk tilfelle vil den binære kode bli manifestert ved hjelp av en flerhet av informasjonsbærende slampulser med to forskjellige varigheter med pulsamplitude som typisk befinner seg i området 2*IO<5> - 25*IO5 Pa. Overføringen av informasjon til overflaten via den modulerte boreslamstrøm, vil typisk omfatte fremskaffelsen av en innledning fulgt av en serieoverføring av de kodede signaler, svarende til hver av de borehullparametre som blir overvåket. The sensor unit 44 will typically include means for converting the signals corresponding to the various parameters that are monitored into binary form and the thus coded information is used to control the piston 56. The sensor 46 at the surface will detect pressure pulses in the drilling mud flow and these pressure pulses will correspond to a binary code. In a practical case, the binary code will be manifested by means of a plurality of information-carrying sludge pulses of two different durations with pulse amplitudes that are typically in the range 2*10<5> - 25*105 Pa. The transmission of information to the surface via the modulated drilling mud flow will typically include the provision of an introduction followed by a serial transmission of the coded signals, corresponding to each of the borehole parameters being monitored.

Slik det er angitt ovenfor, vil boreslammen etter å ha passert nedover gjennom segmentet 26 i borestrengen, vaske borkronen 14 og deretter returnere til overflaten via ringrommet 28 mellom borestrengen og brønnveggen 30. Det er blitt oppdaget at de trykkpulser som resulterer fra de bevegelser som påføres stempelet 56, også vandrer nedover borestrengen og blir reflektert fra brønnbunnen,selv om det finner sted i en meget dempet form og resulterer i pulser i ringrommet 28 slik det er skjematisk vist ved 55 på fig. 3, hvilke kan avføles ved overflaten. Pulsene 55 vil noen ganger bli betegnet som "sekundære" eller "reflekterte" pulser. I den forbindelse, slik det fremgår av fig. 1, er der anordnet en annen trykktransduktor 60 ved overflaten og oppstrøms i forhold til røret 32, referert til retningen for returslamstrømmen. Typisk vil størrelsen av de trykkpulser som detekteres av transduktoren 60, ha en størrelse som i det minste er en størrelses-orden mindre enn de tilsvarende eller kompanjongtrykkpulser som detekteres av transduktoren 46. Likevel vil man ved bruken av passende filtrering,kunne detektere disse trykkpulser av liten størrelse i ringrommet. As indicated above, the drilling mud, after passing down through the segment 26 of the drill string, will wash the drill bit 14 and then return to the surface via the annulus 28 between the drill string and the well wall 30. It has been discovered that the pressure pulses resulting from the movements applied the piston 56 also travels down the drill string and is reflected from the bottom of the well, although it takes place in a very attenuated form and results in pulses in the annulus 28 as schematically shown at 55 in fig. 3, which can be sensed at the surface. The pulses 55 will sometimes be referred to as "secondary" or "reflected" pulses. In this connection, as can be seen from fig. 1, another pressure transducer 60 is arranged at the surface and upstream in relation to the pipe 32, referred to the direction of the return sludge flow. Typically, the size of the pressure pulses detected by the transducer 60 will have a size that is at least an order of magnitude smaller than the corresponding or companion pressure pulses detected by the transducer 46. Nevertheless, with the use of suitable filtering, it will be possible to detect these pressure pulses of small size in the annulus.

Som angitt ovenfor, kan den energikilde som befinner seg nede i hullet og fremskaffer pulsene 11 og de reflekterte pulser 55, i henhold til den foreliggende oppfinnelse utgjøres av slampulsventilen i et eksisterende MWD-apparat, som vist på fig. 3. Alternativt kan den koherente energikilde nede i hullet, slik det er skjematisk vist på fig. 2, omfatte en bølgegenerator som modulerer slamstrømmen i slamrøret med en frekvens i det soniske område. Således er der på fig. 2 anordnet en klaffventil 56' i et organ 50' som danner en munning anordnet i borestrengen, noe oppstrøms i retningen for bore-fluidumstrømmen fra borkronen 14, idet ventilen fremskaffer primærpulser 11' og sekundære eller reflekterte pulser 55'. As indicated above, the energy source which is located down the hole and provides the pulses 11 and the reflected pulses 55, according to the present invention, can be constituted by the mud pulse valve in an existing MWD device, as shown in fig. 3. Alternatively, the coherent energy source down in the hole, as schematically shown in fig. 2, comprise a wave generator which modulates the mud flow in the mud pipe with a frequency in the sonic range. Thus, in fig. 2 arranged a flap valve 56' in an organ 50' which forms an orifice arranged in the drill string, somewhat upstream in the direction of the drilling fluid flow from the drill bit 14, the valve providing primary pulses 11' and secondary or reflected pulses 55'.

Idet man på nytt kommer tilbake til omtalen av fig. 1, vil borefluidstrømmen uansett egenskapene hos energikilden nede i hullet, bli modulert i slamrøret (dvs. primærpulser) og modulasjonen som reflekteres fra brønnbunnen vil også opptre som trykkvariasjoner (dvs. reflekterte pulser) i ringrommet 28. Ved overflaten vil slamrørtrykkvariasjoner (primærpulser) bli detektert ved transduktoren 46 for fremskaffelse av et Pc-signal. Samtidig vil trykkvariasjoner (reflekterte pulser) i ringrommet bli detektert av transduktoren 60, og det resulterende PR-signal vil bli viderebehandlet i en krets som kan innbefatte en forsterker 62 og et filter 64. Returning again to the discussion of fig. 1, regardless of the properties of the energy source down the hole, the drilling fluid flow will be modulated in the mud pipe (i.e. primary pulses) and the modulation reflected from the bottom of the well will also appear as pressure variations (i.e. reflected pulses) in the annulus 28. At the surface, mud pipe pressure variations (primary pulses) will be detected by the transducer 46 to provide a Pc signal. At the same time, pressure variations (reflected pulses) in the annulus will be detected by the transducer 60, and the resulting PR signal will be further processed in a circuit which may include an amplifier 62 and a filter 64.

Ringrom-trykksignalet PR og - i henhold til noen utfør-elsesf ormer for oppfinnelsen - også slamrør-trykksignalene Pg, vil bli behandlet på en måte som vil bli beskrevet i detalj i det følgende. Denne signalbehandling kan innbefatte sammenligning av signalene i en sammenligningsenhet 66 som blir fulgt av datamaskinbehandling i en datamaskin 68, eller kan omfatte den direkte innføring av P -signalet og eventuelt også Pg-signalet,til datamaskinen 68. I den hensikt å for-bedre nøyaktigheten av beregningen i datamaskinen 68, kan der til datamaskinen 68 også tilføres en eller flere boreparametre som blir målt ved overflaten og/eller en eller flere boreparametre som blir målt nede i hullet. Datamaskinen 68 vil funksjonere i henhold til et gassdetekteringsprogram. Overflatemålingene som kan føres inn i datamaskinen 68,innbefatter tid, avstand til brønnbunnen, slamrørtrykk, temperaturer av borefluidum ved toppen av slamrøret og ved toppen av ringrommet, bore-fluidets resistivitet ved toppen av slamrøret og ved toppen av ringrommet, vekten og/eller densiteten av borefluidet i slamrøret og ringrommet, rotasjonshastigheten av borestrengen, pumpeslagene for pumpen 36, strømningshastigheten for borefluidet og boringens inntrengningsgrad. Den informasjon som måles nede i hullet og som tilføres datamaskinen 68, kan innbefatte temperatur, trykk og resistivitet, målt i nærheten av borkronen. Når en analyse av den informasjon som tilføres datamaskinen 68 i henhold til gassdetekteringsprogrammet, indi-kerer en unormal tilstand, vil datamaskinen 68 slå på en alarm 70. The annulus pressure signal PR and - according to some embodiments of the invention - also the mud pipe pressure signals Pg, will be processed in a way that will be described in detail in the following. This signal processing may include comparison of the signals in a comparison unit 66 which is followed by computer processing in a computer 68, or may include the direct introduction of the P signal and possibly also the Pg signal to the computer 68. In order to improve the accuracy of the calculation in the computer 68, one or more drilling parameters that are measured at the surface and/or one or more drilling parameters that are measured down the hole can also be supplied to the computer 68. The computer 68 will function according to a gas detection program. The surface measurements that can be entered into the computer 68 include time, distance to the bottom of the well, mud pipe pressure, temperatures of the drilling fluid at the top of the mud pipe and at the top of the annulus, the resistivity of the drilling fluid at the top of the mud pipe and at the top of the annulus, the weight and/or density of the drilling fluid in the mud pipe and annulus, the rotational speed of the drill string, the pump strokes for the pump 36, the flow rate of the drilling fluid and the degree of penetration of the borehole. The information measured downhole and fed to the computer 68 may include temperature, pressure and resistivity, measured near the drill bit. When an analysis of the information supplied to the computer 68 according to the gas detection program indicates an abnormal condition, the computer 68 will turn on an alarm 70.

Som vist på fig. 4, vil analogtrykkvariasjonssignalet som fremskaffes ved slamrørtrykkføleren 46 bli overført til en signalbehandlingskrets 80 som omfatter en forsterker 82 og et . filter 84. Signalbehandlingskretsen 80 fjerner støy utenfor energispekteret for det forventede signal, for fremskaffelse av et "rent" Pg-signal. Pg-signalet blir omformet i en ana-log/digital-omformer 8 6 til et digitalt signal som deretter overføres til datamaskinen 68<*>. På lignende måte vil ringrom-analogsignalet som fremskaffes ved transduktoren 60, bli behandlet i kretsen 88 ved hjelp av forsterker 62 og filter 64. Det resulterende PR-signal omformes til digitalform i en ana-log/digital-omformer 90, hvoretter det tilføres datamaskinen 68* . As shown in fig. 4, the analog pressure variation signal obtained by the mud pipe pressure sensor 46 will be transmitted to a signal processing circuit 80 which comprises an amplifier 82 and a . filter 84. Signal processing circuit 80 removes noise outside the energy spectrum of the expected signal to produce a "clean" Pg signal. The Pg signal is converted in an analog/digital converter 86 to a digital signal which is then transmitted to the computer 68<*>. Similarly, the annulus analog signal obtained at transducer 60 will be processed in circuit 88 by means of amplifier 62 and filter 64. The resulting PR signal is converted to digital form in an analog-to-digital converter 90, after which it is fed to the computer. 68*.

Begge de digitale signaler blir tilført datamaskinen 68' med en passende hastighet, f.eks. ti ganger Nyquist-hastigheten, og de innførte data lagres kronologisk i et lager 68'' for ytterligere behandling. Som angitt ovenfor vil boreparametre, f.eks. pumpeslag, slamstrømningshastighet, inntrengningsgrad, slamtemperatur etc, også tilføres datamaskinen for derved å bidra til bestemmelsen av gassinntrengning, idet der sorteres ut virkningene av boreoperasjonene på de digitale signaler. Slamtemperatur er selvsagt av interesse fordi lydhastigheten vil variere med slamtemperatur, og således vil faseforholdet mellom P - og PR-signalene være en funksjon av slamtemperatur og brønndybde. Det skal noteres at i tillegg til analogsignal-behandlingskretsene 80 og 88, kan der benyttes ytterligere fil-trering under bruk av digitalfiltreringsteknikker, i den hensikt å redusere uønsket energi fra utvendige kilder og for å Both digital signals are fed to the computer 68' at a suitable rate, e.g. ten times the Nyquist rate, and the entered data is stored chronologically in a storage 68'' for further processing. As indicated above, drilling parameters, e.g. pump stroke, mud flow rate, degree of penetration, mud temperature, etc., are also supplied to the computer to thereby contribute to the determination of gas penetration, as the effects of the drilling operations on the digital signals are sorted out. Mud temperature is of course of interest because the sound speed will vary with mud temperature, and thus the phase relationship between the P and PR signals will be a function of mud temperature and well depth. It should be noted that in addition to the analog signal processing circuits 80 and 88, additional filtering may be employed using digital filtering techniques, in order to reduce unwanted energy from external sources and to

ta i betraktning forhåndsforventede virkninger, f.eks. pumpeslag . take into account anticipated effects, e.g. pump strokes.

De fullt kondisjonerte signaler blir behandlet i datamaskinen 68' ved hjelp av et korrelasjonsprogram. Spesielt blir de kondisjonerte Pg- og PR-signaler sammenlignet, idet sammenligningen består av korrelasjonen mellom de to funksjoner V^Ct) for Pg og V2(t) for PR som følger: The fully conditioned signals are processed in the computer 68' using a correlation program. In particular, the conditioned Pg and PR signals are compared, the comparison consisting of the correlation between the two functions V^Ct) for Pg and V2(t) for PR as follows:

hvor R^2(T) er referert til korrelasjon mellom de to signaler <V>l<0gV>2. where R^2(T) is referred to correlation between the two signals <V>l<0gV>2.

Pg- og PR-signalene oppviser likhet hva angår frekvens f(s) fordi de resulterer fra driften av den samme energikilde nede i hullet. P_- og P -signalene har også en karakteristisk amplitude, henholdsvis A(s) og A(a). De avfølte ringform- og slamrørtrykksignaler har også en fast tidsrelasjon, dvs. en forsinkelse t(d) som blir diktert av signaloverføringsmediet, f.eks. borefluidet. Ved hjelp av korrelasjonsprosessen vil egenskapene hos P S - og PiD\-signalene bli bestemt nøyaktig på en kontinuerlig basis under boringen. Når gass eller annet fluidum kommer inn i brønnborehullet, vil de bestemte egenskaper bli forstyrret ved nærværet av det inntrengende fluidum. Når en eller flere av egenskapene hos Pg- og PR-signalene blir forstyrret ut over en forhåndsbestemt grense, vil datamaskinen 68' slå på alarmen 70. The Pg and PR signals show similarity in terms of frequency f(s) because they result from the operation of the same energy source down the hole. The P_ and P signals also have a characteristic amplitude, A(s) and A(a), respectively. The sensed annulus and mud tube pressure signals also have a fixed time relationship, i.e. a delay t(d) which is dictated by the signal transmission medium, e.g. the drilling fluid. By means of the correlation process, the characteristics of the PS and PiD\ signals will be accurately determined on a continuous basis during drilling. When gas or other fluid enters the wellbore, the specific properties will be disturbed by the presence of the penetrating fluid. When one or more of the properties of the Pg and PR signals are disturbed beyond a predetermined limit, the computer 68' will turn on the alarm 70.

Som en videre utdypning av det ovenstående, er lydhastigheten i en væske, f.eks. et borefluidum, gitt ved følgende ligning: As a further elaboration of the above, the speed of sound in a liquid, e.g. a drilling fluid, given by the following equation:

Hvor: C er hastighet i cm/s Where: C is speed in cm/s

J<*> er f luiduxadensitet i gr/cm<3>J<*> is fluid density in gr/cm<3>

K er hovedstivhetmodul (resiprok verdi av adiabatisk kompresjonsevne) i dyn/cm 2. K is the main stiffness modulus (reciprocal value of adiabatic compressibility) in dyne/cm 2.

Aborsjonen av lyd i en væske er gitt ved følgende ligning: The absorption of sound in a liquid is given by the following equation:

Hvor: a er absorsjonskoeffisienten (-—i—) Where: a is the absorption coefficient (-—i—)

cm cm

us er viskositet i poises us is viscosity in poise

f er densitet i gr/cm<3>f is density in gr/cm<3>

C er lydhastighet i cm/s C is sound speed in cm/s

f er frekvens i Hz. f is frequency in Hz.

Slik det er angitt ovenfor, vil formasjonsfluiduminnstrømning i borefluidet påvirke lydhastigheten og dempningen av lyd i samme fluidum. For eksempel vil den spesifikke vekt av olje, gass og saltvann, være mindre enn denne verdi for et vannbasert boreslam, og følgelig vil densiteten av en blanding av boreslam og en av disse andre fluider være lavere enn densiteten for det "rene" boreslam. As stated above, formation fluid inflow into the drilling fluid will affect the speed of sound and the attenuation of sound in the same fluid. For example, the specific weight of oil, gas and salt water will be less than this value for a water-based drilling mud, and consequently the density of a mixture of drilling mud and one of these other fluids will be lower than the density of the "pure" drilling mud.

Normalt vil de trykkrelaterte signaler Pc og P„ som henholdsvis fremskaffes ved slamrørtransduktoren 46 og ring-romtransduktoren 60, være forskjellig hva angår amplitude og fase, på grunn av en liten forskjell i overføringsfunksjoner. Disse forskjeller vil bli lagret i lageret 68'. Når forma-sjonsfluidum strømmer inn i ringrommet, vil overføringsfunk-sjonen og således ringrom-trykksignalet P_ endre seg. Over-føringsfunksjonen for slamrørfluidet og følgelig signalet Pg vil forbli uendret. Det skal nå f.eks. antaes at der forekommer gassinntrengning fra formasjonen til ringrommet. Blan-dingen av gassinnstrømningen med borefluidet vil resultere i at densiteten av fluidet i ringrommet vil bli redusert, hvilket innebærer at amplituden av P_.-signalet som fremskaffes ved transduktoren 60,vil avta. Det forhold at Pg-signalet som fremskaffes ved transduktoren 46 ikke har endret seg propor-sjonalt med endringen i PR-signalet, innebærer at der har fore-kommet en fluiduminnstrømning i borehullet. Der vil også forekomme en endring i fasevinkelforholdet hos Pc i forhold til PD, noe som er et resultat av det forhold at lydhastigheten i fluidet vil endres med det inverse av kvadratroten av densiteten. En endring i faseforskjell eller relativ amplitude utover for-håndsbestemte grenser vil resultere i at datamaskinen 68' genererer et signal som aktiviserer alarmen 70. Fig. 5 er en representasjon av signaler som ideelt skulle fremskaffes ved utgangen fra signalkondisjoneringskretsene 80 og 88, som et resultat av modulasjonen nede i hullet, f.eks. ved hjelp av en "klaff"-ventil av borefluidet ved en frekvens f(s). I virkeligheten vil forskjellen i amplitude av slamrør-og ringromsignalene være betydelig større enn det som er vist på fig. 5, og denne forskjell i karakteristisk amplitude blir redusert gjennom bruken av forsterkerne i signalkondisjoneringskretsene 80 og 88. Fig. 6 kan betraktes som en forenklet maskinvareversjon av utførelsesformen på fig. 4. Ved utførelsesformen vist på fig. 6, vil utgangssignalene fra signalkondisjoneringskretsene 80 og 88 ikke bli omformet til digital form. Isteden vil Pg-signalet fra kondisjoneringskretsen 80 bli invertert i en in-verteringsforsterker 92 og deretter levert til en krets 93 med variabel forsinkelse, for forsinkelse av Pg-signalet slik at dette ankommer ved en summasjonsforsterker 94 samtidig med PR-signalet. Utgangssignalet fra forsinkelseskretsen 93 til-føres en første inngang til en summasjonsforsterker 94. PR-signalet fra kondisjoneringskretsen 88 tilføres en krets 96 med variabel forsterkning. Forsterkningen av PR blir justert i kretsen 96, slik at utgangen fra nevnte krets 96, som funksjo-nerer som den annen inngang til summasjonsforsterkeren 94, Normally, the pressure-related signals Pc and P„ respectively provided by mud tube transducer 46 and annulus transducer 60 will differ in amplitude and phase, due to a slight difference in transfer functions. These differences will be stored in the warehouse 68'. When formation fluid flows into the annulus, the transfer function and thus the annulus pressure signal P_ will change. The transfer function for the mud pipe fluid and consequently the signal Pg will remain unchanged. It should now e.g. it is assumed that there is gas intrusion from the formation into the annulus. The mixing of the gas inflow with the drilling fluid will result in the density of the fluid in the annulus being reduced, which means that the amplitude of the P_. signal produced by the transducer 60 will decrease. The fact that the Pg signal obtained by the transducer 46 has not changed proportionally with the change in the PR signal implies that there has been an inflow of fluid into the borehole. There will also be a change in the phase angle ratio of Pc in relation to PD, which is a result of the fact that the speed of sound in the fluid will change with the inverse of the square root of the density. A change in phase difference or relative amplitude beyond predetermined limits will result in the computer 68' generating a signal that activates the alarm 70. Fig. 5 is a representation of signals that would ideally be provided at the output of the signal conditioning circuits 80 and 88, as a result of the modulation down in the hole, e.g. by means of a "flap" valve of the drilling fluid at a frequency f(s). In reality, the difference in amplitude of the mud pipe and annulus signals will be considerably greater than that shown in fig. 5, and this difference in characteristic amplitude is reduced through the use of the amplifiers in the signal conditioning circuits 80 and 88. Fig. 6 can be considered a simplified hardware version of the embodiment of Fig. 4. In the embodiment shown in fig. 6, the output signals from the signal conditioning circuits 80 and 88 will not be converted to digital form. Instead, the Pg signal from the conditioning circuit 80 will be inverted in an inverting amplifier 92 and then delivered to a circuit 93 with a variable delay, to delay the Pg signal so that it arrives at a summation amplifier 94 at the same time as the PR signal. The output signal from the delay circuit 93 is supplied to a first input of a summation amplifier 94. The PR signal from the conditioning circuit 88 is supplied to a circuit 96 with variable amplification. The amplification of PR is adjusted in the circuit 96, so that the output from said circuit 96, which functions as the second input to the summation amplifier 94,

vil nulle signalet fra omformeren 92 og forsinkelseskretsen 93 når den korrekte amplitude og forsinkelse er blitt valgt. Styringen av forsterkningen av PR og forsinkelsen av Pg-signalene blir ivaretatt av en datamaskin 9 8 som er forbundet med forsinkelseskretsen 93 og forsterkningskretsen 96, idet den valgte forsterkning og forsinkelse er i overensstemmelse med de karakteristiske informasjoner i systemet. Utgangssignalet fra summasjonsforsterkeren 94 overføres til en detek-tor 100, og denne vil fremskaffe et likespennings-utgangssignal med et nivå svarende til det gjennomsnittlige feilsignal som opptrer på utgangen fra summasjonsforsterkeren 94. Dersom faseforskjellen eller amplitudeforholdet mellom trykksignalene i slamrøret og ringrommet, enten hver især eller begge, skulle variere ut over et forhåndsbestemt minimum, vil variasjonene bli detektert av en detektorkrets 100, og alarmen 70 vil bli påvirket. will zero the signal from the converter 92 and the delay circuit 93 when the correct amplitude and delay have been selected. The control of the amplification of the PR and the delay of the Pg signals is taken care of by a computer 98 which is connected to the delay circuit 93 and the amplification circuit 96, the selected amplification and delay being in accordance with the characteristic information in the system. The output signal from the summation amplifier 94 is transmitted to a detector 100, and this will produce a direct voltage output signal with a level corresponding to the average error signal appearing at the output of the summation amplifier 94. If the phase difference or the amplitude ratio between the pressure signals in the mud pipe and the annulus, either individually or both, should vary beyond a predetermined minimum, the variations will be detected by a detector circuit 100, and the alarm 70 will be affected.

Det skal noteres at utførelsesformen på fig. 4, istedenfor å tilføre et korrelasjonsprogram til datamaskinen 68, kan operere med et summasjons- og minimumdetekteringsprogram og således utgjøre den digitale ekvivalent av utførelsesformen ifølge fig. 6. It should be noted that the embodiment of fig. 4, instead of supplying a correlation program to the computer 68, can operate with a summation and minimum detection program and thus constitute the digital equivalent of the embodiment according to fig. 6.

Fig. 7 omfatter en utførelsesform for den foreliggende oppfinnelse hvor bare ringromtrykksignalet PR blir benyttet, idet sammenligning utføres mellom de umiddelbare egenskaper hos PR og signalets nær passerte historie (dvs. i den siste halve time). Signalet PR vil bli overført til en kondisjo-ner ingskr ets 88 og utgangen fra signalkondisjoneringskretsen vil bli omformet til et digitalsignal ved hjelp av ADC 90. Digitalsignalet blir overført som et inngangssignal til datamaskinen 68'som virker under styring av et aUtokorrelasjons-program lagret i lageret 68Ved utførelsesformen på fig. 7, vil alarmen 70 bli slått på når egenskapene hos P^-signalet varierer på en måte som ikke kan forklares ved endringer, i boreparametre, f.eks. slamstrømningshastighet eller slamtemperatur. Eksempelvis, dersom amplituden av PR-signalet reduseres på en måte som ikke kan forklares ved hjelp av borebetingelser, vil årsaken sansynligvis være dempning, forårsaket av fluidum-innstrømning fra formasjonen inn i borehullet. På lignende måte - dersom der foreligger en uforklarlig faseskiftning i PR-signalet sammenlignet med nevnte signals nære passerte historie - vil årsaken sansynligvis være formasjonsfluidum-ihnstrømning i borehullet. Fig. 7 comprises an embodiment of the present invention where only the annulus pressure signal PR is used, comparison being made between the immediate properties of PR and the signal's recently passed history (ie in the last half hour). The signal PR will be transmitted to a conditioning circuit 88 and the output of the signal conditioning circuit will be transformed into a digital signal by means of the ADC 90. The digital signal is transmitted as an input signal to the computer 68 which operates under the control of an autocorrelation program stored in the bearing 68 In the embodiment of fig. 7, the alarm 70 will be turned on when the characteristics of the P^ signal vary in a way that cannot be explained by changes, in drilling parameters, e.g. sludge flow rate or sludge temperature. For example, if the amplitude of the PR signal is reduced in a way that cannot be explained with the help of drilling conditions, the cause will probably be damping, caused by fluid inflow from the formation into the borehole. In a similar way - if there is an inexplicable phase shift in the PR signal compared to the aforementioned signal's recent past history - the cause will likely be formation fluid inflow into the borehole.

I sammenheng med MWD og den foreliggende oppfinnelse, gir faseskiftdetektering en spesiell anledning hva angår over-våkning av gassinnstrømning. Et faseskift mellom Pg og PR vil opptre når fluidum kommer inn i ringrommet 28 fordi over-føringstiden for PR blir endret på grunn av endring i densiteten hos slammet i ringrommet. Dette faseskift opptrer uansett om signalet PR har en konstant eller variabel frekvens. Imid-lertid foreligger der også et spesielt faseskift som opptrer dersom en frekvensendring finner sted i det genererte signal. Således vil der ved endring fra digital 1 til 0 eller fra 0 til 1 i Pg, forekomme et faseskift i Pg i borestrengen 12 og i PR In the context of MWD and the present invention, phase shift detection provides a special opportunity in terms of gas inflow monitoring. A phase shift between Pg and PR will occur when fluid enters the annulus 28 because the transfer time for PR is changed due to a change in the density of the sludge in the annulus. This phase shift occurs regardless of whether the signal PR has a constant or variable frequency. However, there is also a special phase shift that occurs if a frequency change takes place in the generated signal. Thus, when changing from digital 1 to 0 or from 0 to 1 in Pg, a phase shift will occur in Pg in the drill string 12 and in PR

i ringrommet 28. Der eksisterer et gjenkjennbart forhold mellom disse spesielle faseskifter i fraværet av fluiduminn-strømning i ringrommet 28. Dersom der opptrer fluiduminnstrøm-ning, vil dette forhold mellom faseskiftene endre seg, for derved å indikere fluiduminnstrømning. Således vil faserelasjon og avvik fra dette være en ytterligere signalkarakteristikk som i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse kan benyttes for signalsammenligning som beskrevet ovenfor. in the annulus 28. There exists a recognizable relationship between these particular phase changes in the absence of fluid inflow into the annulus 28. If fluid inflow occurs, this relationship between the phase changes will change, thereby indicating fluid inflow. Thus, phase relationship and deviation from this will be a further signal characteristic which, in connection with the present invention, can be used for signal comparison as described above.

Claims

1. Apparatus for the detection of fluid inflows into boreholes, where a drill string is arranged, where the drill string cooperates with the borehole walls to delimit an annulus and where drilling fluid is circulated from the surface through the interior of the drill string into the annulus and back to the surface, where data-carrying primary signals is transferred to the surface via the drilling fluid by the action of pressure-generating devices in the drill string, and where reflected signals from the primary signal are transmitted to the surface in the annulus through the drilling fluid, characterized by: devices for detection in the annulus (28) of the reflected signals from the primary signal (Pg) in the drilling fluid in the drill string (12), which reflected signals form secondary signals (Pr)'devices for detecting the primary signals, devices for measuring the difference between at least one selected parameter of the primary signals with the same selected parameter for the secondary signals, the entire drill pipe forming a reference against which a difference comparison can be performed for the entire annulus, and devices for determining changes in the measured difference between the selected parameter for the primary and secondary signals with which fluid inflow into the annulus is determined.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that the device for detecting the primary signal comprises a device for sensing pressure pulses.

3. Apparatus according to claim 1, characterized in that the selected parameter is the amplitude.

4. Apparatus according to claim 3, characterized in that the device for detecting the primary signal (Pg) includes a first transducer (46) for receiving the primary signal (P5) and generating a first output signal that corresponds to said signal, and that the device for detecting the secondary signal includes a second transducer (60) for receiving the secondary signal (Pr) and generating a second output signal corresponding to this.

5. Apparatus according to one of claims 1-4, characterized in that the selected parameter is the phase of the signal.

6. Apparatus according to claim 1, characterized in that the device for detecting secondary signals includes devices for measuring pressure pulses.

7. Apparatus according to claim 6, characterized in that the device for detecting the secondary signals comprises a device for sensing pressure pulses.

8. Method for recording the presence of fluid inflow in the borehole during a well drilling operation, where the drilling operation includes the use of a tubular drill pipe with a diameter that is smaller than the diameter of the borehole being formed, an essentially annular space being defined between the drill pipe and the borehole, where the registration is carried out during the drilling of the borehole and where drilling fluid is pumped down through the interior of the drill pipe so that drilling fluid is present down to around the base of the drill pipe and is brought back to the surface via the essentially annular space between the drill pipe and the borehole wall and where data-carrying primary signals in the form of primary pressure pulses is transferred to the surface in the drilling fluid by the action of the pressure-generating device in the drill string, characterized by the following steps: that reflected pressure pulses from the primary pulses in the drilling fluid in the drill pipe are detected in the annulus, which reflected pressure pulses define the secondary pressure pulses, that the difference between a selected parameter for the pressure pulse in the interior of the drill pipe and the same selected parameter for the pressure pulse in the annulus is measured, with the entire drill string being a reference for carrying out a difference comparison for the entire annulus, and that changes in the measured difference between the selected parameters for primary and secondary pulses, with which the fluid inflow into the annulus is determined.

9. Method according to claim 8, characterized by the amplitude being used as a parameter.

10. Method according to claim 9, characterized by the phase being used as a parameter.