NO342089B1 - Fremgangsmåte og kommunikasjonssystem omfattende signalbehandling av signaler fra et brønnboresystem. - Google Patents

Abstract

En signalbehandlingsmetode omfatter det å tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler og en andre trykkføler i en avstand fra hverandre i et boresystem, og anvende en algoritme for å skille de nedovergående bølgene fra de oppovergående bølgene. I ett eller flere eksempler kan en algoritme omfatte det å bestemme hastigheten til trykksignaler i en brønnboring, tidsforskyve og overlagre trykksignaler fra i hvert fall den første trykkføleren og den andre trykkføleren for å bestemme et nedovergående støysignal, og subtrahere det nedovergående støysignalet fra i hvert fall signalet fra den første trykkføleren.

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE

[0001]Foreliggende oppfinnelse vedrører telemetrisystemer og fremgangsmåter for bruk under nedihullsoperasjoner. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse støykanselleringssyetemer og fremgangsmåter for bruk med telemetrisystemer for borebrønner.

BAKGRUNN

Brønnboringer kan bli boret for å lete etter og produsere hydrokarboner. En brønnboring dannes typisk ved å drive et boreverktøy med en borkrone i den ene enden innover i undergrunnen. Mens boreverktøyet drives frem blir boreslam pumpet fra en slamtank på overflaten gjennom én eller flere passasjer i boreverktøyet og ut gjennom borekronen. Slammet som forlater borekronen strømmer tilbake til overflaten og returnerer til slamtanken, og kan bli pumpet ned igjen gjennom boreverktøyet. På denne måten kjøler boreslammet boreverktøyet, fører med seg borespon og andre etterlatenskaper vekk fra boreverktøyet og legger igjen boresponet og de andre etterlatenskapene i slamtanken. Som kjent, i tillegg til avkjølings- og opprenskingsoperasjonene som utføres av slammet som pumpes inn i brønnboringen, danner slammet en slamkake som kler inn brønnboringen og som blant annet tjener til å redusere friksjonen mellom borestrengen og undergrunnsformasjonene. [0002]Under boreoperasjoner (dvs. fremdrift av boreverktøyet nedihulls) kan kommunikasjon mellom boreverktøyet og en overflatebasert prosesseringsenhet og/eller andre overflateanordninger skje ved hjelp av et telemetrisystem. Generelt muliggjør slike telemetrisystemer overføring av kraft, data, kommandoer og/eller hvilke som helst andre signaler eller informasjoner mellom boreverktøyet nedihulls og overflateanordningene. Følgelig gjør telemetrisystemene det for eksempel mulig å overføre data vedrørende forholdene i brønnboringen og/eller boreverktøyet til overflateanordningene for videre bearbeidelse, fremvisning, etc., og gjør det også mulig å styre driften av boreverktøyet gjennom kommandoer og/eller annen informasjon som sendes fra overflateanordningen(e) til boreverktøyet. [0003]Ett kjent telemetrisystem 100 for borebrønner er vist i figur 1. En nærmere beskrivelse av dette kjente systemet finnes i U.S.-patentet 5,517,464, som inntasved referanse her i sin helhet. Som kan sees i figur 1 omfatter en borerigg 10 en drivmekanisme 12 for å overføre et drivmoment til en borestreng 14. Den nedre

enden av borestrengen 14 står inn i en brønnboring 30 og fører en borkrone 16 for å bore i en undergrunnsformasjon 18. Under boreoperasjoner blir boreslam 20 pumpet fra en slamtank 22 på overflaten 29 ved hjelp av én eller flere pumper 24 (f.eks. stempelpumper). Boreslammet 20 sirkuleres gjennom en slamledning 26 ned gjennom borestrengen 14, gjennom borekronen 16 og tilbake til overflaten 29 via et ringrom 28 mellom borestrengen 14 og veggen i brønnboringen 30. Når det kommer til overflaten 29, føres boreslammet 20 gjennom en ledning 32 og inn i slamtanken 22, slik at stein og/eller annet boreavfall inneholdt i slammet kan synke til bunnen av slamtanken 22 før boreslammet 20 blir resirkulert.

[0004]Som vist i figur 1 er et nedihulls MWD-(Measurement While Drilling)-verktøy34 satt inn i borestrengen 14 nær borekronen 16 for innsamling og overføring av data eller informasjon fra brønnboringen. MWD-verktøyet 34 omfatter en elektronisk følerpakke 36 og en slampuls- eller slamstrømbasert nedihullstelemetrianordning 38. Den slamstrømbaserte telemetrianordningen 38 kan selektivt blokkere eller delvis blokkere strømningen av slammet 20 gjennom borestrengen 14 for å skape trykkendringer i slamledningen 26. Med andre ord kan telemetrianordningen 38 anvendes for å modulere trykket i slammet 20 for å sende data fra følerpakken 36 til overflaten 29. Modulerte endringer i trykket registreres av en trykkomformer 40 og en pumpestempelføler 42, som begge er koblet til en prosessor (ikke vist). Prosessoren tolker de modulerte trykkendringene for å rekonstruere dataene som er samlet inn og overført av følerpakken 36. Modulering og demodulering av en trykkbølge er beskrevet i detalj i det felles overdratte U.S.patentet 5,375,098, som inntas ved referanse her i sin helhet.

[0005] I tillegg til det kjente slampuls-telemetrisystemet 100 vist i figur 1 kan andrenedihulls-telemetrisystemer anvendes for å bevirke kommunikasjon mellom etnedihullsverktøy og en overflateenhet. Eksempler på kjente telemetrisystemer omfatter et nedihulls kablet borerør-basert telemetrisystem som beskrevet i U.S.patentet 6,641,434, et nedihulls elektromagnetisk telemetrisystem som beskrevet i U.S.-patentet 5,624,051 og et nedihulls akustisk telemetrisystem som beskrevet iden publiserte PCT-patentsøknaden W02004085796, som alle med dette inntassom referanse her i sin helhet. Ytterlige eksempler som anvender dataoverføring eller kommunikasjonsanordninger (f.eks. sender/mottaker-enheter koblet til signal

omformere eller følere) har også vært anvendt for å overføre kraft og/eller data mellom et nedihullsverktøy og en overflateenhet.

[0006JTII tross for utviklingen og fremskrittene innen telemetrianordninger for nedihullsoperasjoner er det fortsatt behov for å øke påliteligheten og telemetrikapasiteten ved nedihullsoperasjoner. Som med mange andre nedihullsanordninger vil nedihulls-telemetrianordningerfra tid til annen svikte. Videre kan kraften som tilveiebringes av mange kjente telemetrianordninger for borebrønner være utilstrekkelig til å drive ønskede nedihullsoperasjoner. Det har vært gjort forsøk på å anvende to forskjellige typer slampuls-telemetrianordninger i et nedihullsverktøy. Merspesifikt blir hver av de forskjellige slampuls-telemetrianordningene typisk anordnet i nedihullsverktøyet og kommuniserbart koblet til hver sin overflateenhet. Disse nedihulls-telemetriverktøyene har blitt kjørt samtidig og ikke samtidig og med forskjellige frekvenser. Det har også vært gjort forsøk på å utvikle tokanals nedihulls borebrønntelemetri for å sende datastrømmer over kommunikasjonskanaler for uavhengig tolkning, som beskrevet i U.S.-patentet 6,909,667.

OPPSUMMERING

[0007] I ett beskrevet eksempel omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for signalbehandling som omfatter det å tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler og en andre trykkføler i en avstand fra hverandre i et boresystem, og anvende en algoritme for å skille de nedovergående bølgene fra de oppovergående bølgene. I ett eller flere eksempler kan algoritmen omfatte det å bestemme hastigheten til trykksignaler i en brønnboring, tidsforskyve og overlagre trykksignaler fra i hvert fall den første trykkføleren og den andre trykkføleren for å bestemme et nedovergående støysignal, og subtrahere det nedovergående støysignalet fra i hvert fall signalet fra den første trykkføleren.

[0008] I et annet beskrevet eksempel omfatter oppfinnelsen et kommunikasjonssystem for borebrønner som omfatter flere trykkfølere anordnet i en avstand fra hverandre inne i et boresystem langs en strømningsvei for borefluid og kommuniserbart koblet til et overflatesystem og et slampuls-telemetrisystem anordnet inne iet nedihullsverktøy.

[0009] I et annet beskrevet eksempel omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for kommunikasjon i borebrønner som omfatter det å frembringe et første korrigert

trykksignal og et nedovergående støysignal fra i hvert fall en første trykkføler, beregne en krysskorrelasjonsfunksjon mellom det første korrigerte trykksignalet og det nedovergående støysignalet for i hvert fall den første trykkføleren, beregne standardavviket til det nedovergående støysignalet, beregne en refleksjonskoeffisient for det nedovergående støysignalet, beregne det reflekterte, oppovergående støysignalet og subtrahere det oppovergående støysignalet fra det første korrigerte trykksignalet.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0010]Figur 1 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et kjent MWD-verktøyog en telemetrianordning for borebrønner koblet til en borestreng og utplassert fra en rigg inn i en brønnboring.

[0011]Figur 2 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et eksempel på telemetrisystem som omfatter et nedihullsverktøy med flere slampulstelemetrianordninger.

[0012]Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et annet eksempel på telemetrisystem som omfatter et nedihullsverktøy med en kablet borerør-baserttelemetrianordning.

[0013]Figur 4 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av nok et annet eksempel på telemetrisystem som omfatter et nedihullsverktøy med en slampulstelemetrianordning og en elektromagnetisk telemetrianordning for borebrønner. [0014]Figur 5 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av enda et annet eksempel på telemetrisystem som omfatter et nedihullsverktøy med flere nedihullskomponenter og flere telemetrianordninger for borebrønner.

[0015]Figur 6 er en skjematisk skisse av et eksempel på borestreng-basert telemetrisystem som omfatter en oppstilling av trykkomformere for å skille nedovergående riggskapt støy fra oppovergående MWD-signaler.

[0016]Figur 7 er et tverrsnitt av et eksempel på enhet som kan anvendes for å realisere trykkomformerne i eksempelet på borestreng-basert telemetrisystem ifigur 6.

[0017]Figur 8 viser et eksempel på hvordan eksempelet på borestreng-baserttelemetrisystem i figur 6 kan brukes til å detektere nedovergående støy.

[0018]Figur 9 viser et eksempel på hvordan eksempelet på borestreng-baserttelemetrisystem i figur 6 kan brukes til å korrigere oppovergående MWD-signalerbasert på nedovergående støysignaler.

[0019]Figur 10 er et flytdiagram som illustrerer prosessen for å korrigere trykkomformer-signalene for nedovergående slampumpestøy.

[0020]Figur 11 viser hvordan nedovergående støy blir reflektert fra en endring i borerørets innvendige tverrsnittsareal, og gir opphav til oppovergående støy. [0021]Figur 12 er et flytdiagram som beskriver prosessen for å korrigere trykkomformer-signalene for oppovergående slampumpestøy som har blittreflektert av en hindring i borestrengen nedenfor trykkomformeren.

[0022]Figur 13 er en representasjon av et todimensjonalt datasett i frekvens / bølgetall-rommet, og viser den todimensjonale fourier-transformen av data oppnådd for dyp og tid.

[0023]Figur 14 er et tverrsnitt som viser et annet eksempel på hvordan én eller flere trykkomformere kan være anordnet inne i en borestreng.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0024]Til tross for fremskrittene innen telemetrisystemer for borebrønner er det fortsatt behov for å tilveiebringe nedihulls-telemetrisystemer som gir økt pålitelighet, økt datahastighet eller båndbredde og økt kraftkapasitet. Som angitt i den detaljerte beskrivelsen nedenfor kan ett eller flere eksempler på fremgangsmåter og anordninger gjøre det mulig for telemetrisystemer å jobbe i én eller flere ønskede frekvenser og gi økt båndbredde. Videre kan ett eller flere eksempler på fremgangsmåter og anordninger beskrevet nedenfor gjøre det mulig å kombinere flere forskjellige nedihulls-telemetrianordninger med en rekke forskjellige innretningerav én eller flere nedihullskomponenter, så som formasjonevalueringsverktøy, for å øke fleksibiliteten ved gjennomføring av brønnboreoperasjoner. Enda videre kan ett eller flere eksempler på fremgangsmåter og anordninger beskrevet nedenfor muliggjøre oppbakket eller redundant nedihullstelemetri, muliggjøre drift av flere identiske eller hovedsaklig tilsvarende nedihulls telemetriverktøy, muliggjøre generering av flere nedihullsmålinger for sammenlikning, muliggjøre aktivering av flere nedihulls telemetriverktøy, øke den tilgjengelige båndbredden og/eller dataoverføringshastigheten for kommunikasjon mellom ett eller flere nedihullsverktøy

og én eller flere overflateenheter og muliggjøre tilpasning av nedihulls telemetriverktøy til forskjellige og/eller varierende nedihullsforhold.

[0025]Ett eller flere eksempler på fremgangsmåter og anordninger beskrevet nedenfor kan også anvende borestreng-baserte telemetrisystemer og -metodersom gjør det mulig å øke signal/støy-forholdet for MWD-signaler. Spesielt, sombeskrevet nærmere nedenfor, kan én eller flere trykkfølere eller signalomformere (f.eks. en oppstilling av trykkomformere) være anordnet (i en avstand fra hverandre som f.eks. er basert på bølgelengden til et MWD-signal) i en del av en borestreng som består av kablede borerør. Trykksignaldata som innhentes gjennom trykkomformerne kan da anvendes sammen med én eller flere signalbehandlingsmetoder for å skille ut, undertrykke og/eller kansellere nedovergående riggstøy (f.eks. støy fra slampumper) fra oppovergående MWD-signaler (f.eks. fra enMWD-pulsator) og derigjennom øke MWD-signalenes signal/støy-forhold. Viderekan oppovergående støy forårsaket av refleksjon av nedovergående støy også skilles ut og fjernes fra MWD-signalene.

[0026]Utvalgte eksempler er vist i de ovenfor angitte figurene og beskrevet i detalj nedenfor. I beskrivelsen av disse eksemplene er tilsvarende eller identiske referansenummer anvendt for å identifisere like eller tilsvarende elementer. Figurene er ikke nødvendigvis i korrekt skala, og visse trekk og utsnitt i figurene kan være vist i overdreven størrelse eller skjematisk for å bedre oversikten og/eller lette forklaringen.

[0027]Figur 2 viser et nedihulls slampuls-telemetrisystem 200 med flere telemetrianordninger. I motsetning til det kjente systemet 100 i figur 1 omfatter eksempelet på nedihulls-telemetrisystem 200 to MWD-verktøy 234a og 234b, to slampulstelemetrianordninger 238a og 238b, to signalomformere 240a og 240b og to følere 242a og 242b. Videre kan MWD-verktøyene 234a og 234b kommunisere med énenkelt datamaskin eller enhet 202 på overflaten via slampulstelemetrianordningene 238a og 238b. Som kan sees i systemet 200 i figur 2 er slampuls-telemetrianordningene 238a og 238b identiske eller hovedsaklig identiske, MWD-verktøyene 234a og 234b er identiske eller hovedsaklig identiske oganordningene 238a og 238b og verktøyene 234a og 234b er anordnet inne i ett enkelt nedihullsverktøy 201 (dvs. samme nedihullsverktøy).

[0028]0verflateenheten eller datamaskinen 202 kan være realisert i form av en hvilken som helst ønsket kombinasjon av maskinvare og/eller programvare. For eksempel kan en personlig datamaskin, arbeidsstasjon, etc. lagre, på et datamaskin-lesbart medium (f.eks. en magnetisk eller optisk disk, et RAM-minne,etc.), og kjøre én eller flere programvarerutiner, programmer, maskinlesbare koder eller instruksjoner, etc. for å utføre operasjonene beskrevet her. I tillegg eller alternativt kan overflateenheten eller datamaskinen 202 anvende spesialisert maskinvare eller logikk som for eksempel applikasjonsspesifikke integrerte kretser, konfigurerte programmerbare logiske kontrollere, diskret logikk, analoge kretser, passive elektriske komponenter, etc. for å utføre funksjonene eller operasjonene beskrevet her.

[0029] Enda videre, selv om overflateenheten 202 i eksempelet i figur 2 er vist plassert forholdsvis nær boreriggen 10, kan en del av eller hele overflateenheten 202 alternativt befinne seg forholdsvis langt vekk fra riggen 10. For eksempel kan overflateenheten 202 være operativt og/eller kommuniserbart koblet til telemetrisystemet 200 via en hvilken som helst kombinasjon av én eller flere trådløse eller kabelbaserte kommunikasjonsforbindelser (ikke vist). Slike kommunikasjonsforbindelser kan omfatte kommunikasjon over et pakkesvitsjet nettverk (f.eks. Internett), fasttelefonlinjer, cellulære kommunikasjonsforbindelser og/eller andre radiofrekvensbaserte kommunikasjonsforbindelser, etc. som anvender en hvilken som helst ønsket kommunikasjonsprotokoll.

[0030]Mer spesifikt i figur 2 kan MWD-verktøyene 234a og 234b være realisertmed bruk av samme anordning(er) som ble anvendt for å realisere MWD-verktøyet34 i figur 1. Tilsvarende kan slampuls-telemetrianordningene 238a og 238b værerealisert ved anvendelse av samme anordning(er) som ble anvendt for å realisere slampuls-telemetrianordningen 38 i figur 1. Et eksempel på slampulstelemetrianordning som kan anvendes eller på annen måte innrettes for å realisere anordningene 38, 238a og 238b er beskrevet i U.S.-patentet 5,517,464, som erinntatt som referanse over.

[0031]I drift anvender eksempelet på nedihulls-telemetrisystem 200 i figur 2slampuls-telemetrianordningene 238a og 238b for å generere signaler (f.eks.modulerte trykksignaler) i slammet 20 som strømmer i ringrommet 28 i brønnboringen 30. Disse genererte signalene (f.eks. modulerte eller varierende trykksigna

ler) kan bli registrert av én eller flere av trykkomformerne 240a og 240b og/eller trykkfølerne 242a og 242b og analysert av overflateenheten 202 for å trekke ut eller på annen måte frembringe data eller annen informasjon vedrørende driftstilstanden(e) i nedihullsverktøyet 201 (f.eks. det ene av eller begge MWDverktøyene 234a og 234b), tilstander i brønnboringen 30 og/eller hvilken som helst annen ønsket borehullsinformasjon. På denne måten er det mulig å etablere kommunikasjon mellom nedihullsverktøyet 201, og således mellom MWD-verktøyene234a og 234b, og overflateenheten 202. Mer generelt kan kommunikasjon mellom nedihullsverktøyet 201 og overflateenheten 202 bevirkes ved hjelp av oppi in kog/eller nedlinksystemer. Videre, selv om slampuls-telemetrianordningene 238aog 238b er beskrevet i forbindelse med eksempelet på telemetrisystem 200 i figur 2, kan andre typer telemetrianordninger for borebrønner anvendes i stedet for eller i tillegg til slampuls-telemetrianordningene 238a og 238b. For eksempel kanén eller flere slamsirener, slamstrømning-telemetrianordninger med positiv pulsog/eller slamstrømning-telemetrianordninger med negativ puls anvendes.

[0032]Generelt kan eksemplene på nedihulls-telemetrisystemer som beskrives heranvende telemetrianordninger anordnet eller plassert i forskjellige oppstillinger i forhold til nedihullsverktøyet. I eksempelet i figur 2 kan én av eller begge telemetrianordningene 238a og 238b være operativt eller kommuniserbart koblet til samme (dvs. ett enkelt) MWD-verktøy (f.eks. verktøyet 234a eller verktøyet 234b). Alternativt kan telemetrianordningene 238a og 238b være operativt eller kommuniserbart koblet til hvert sitt verktøy. For eksempel kan telemetrianordningen 238a være kommuniserbart eller operativt koblet til MWD-verktøyet 234a, og telemetrianordningen 238b kan være kommuniserbart eller operativt koblet til MWD-verktøyet234b, som vist i figur 2. Som beskrevet nærmere nedenfor kan den ene av eller begge telemetrianordningene 238a og 238b være kommuniserbart eller operativt koblet til én eller flere ytterligere nedihullskomponenter.

[0033] Idet vi går tilbake til driften av systemet 200 i figur 2 kan slampulstelemetrianordningene 238a og 238b sende opplinksignaler (f.eks. varierende eller modulerte trykksignaler som skal føres opp gjennom borestrengen 14 til overflaten 29) ved å endre strømningen av slam gjennom telemetrianordningene 238a og 238b. Slike opplinksignaler (f.eks. varierende eller modulerte trykksignaler) blir målt eller registrert av trykkomformerne 240a og 240b og/eller trykkfølerne 242a

og 242b. Spesielt kan opplinksignalene som genereres av telemetrianordningen 238a bli registrert eller målt av signalomformeren 240a og/eller trykkføleren 242a. Tilsvarende kan opplinksignalene som genereres av telemetrianordningen 238b bli detektert eller målt av signalomformeren 240b og/eller trykkføleren 242b. Trykkomformerne 240a og 240b kan være realisert ved anvendelse av anordninger som er identiske med eller tilsvarende de anvendt for å realisere trykkomformeren 40 i figur 1 og følerene 242a og 242b kan være realisert ved anvendelse av anordninger som er identiske med eller tilsvarende de anvendt for å realisere føleren 42 i figur 1.

[0034]Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et annet eksempel på telemetrisystem 300 som omfatter et nedihullsverktøy 301 med et kablet borerørbasert telemetrisystem eller -anordning 348. I motsetning til det kjente slampulstelemetrisystemet 100 vist i figur 1 anvender telemetrisystemet 300 en slampulstelemetrianordning 338 som er inneholdt i et MWD-verktøy 334, og omfatter detkablet borerør-baserte telemetrisystemet 348.

[0035]Som vist i figur 3 kan MWD-verktøyet 334 og slampulstelemetrianordningen 338 være anordnet i nedihullsverktøyet 301. MWD-verktøyet334 kan være realisert ved anvendelse av en anordning som er tilsvarende eller identisk med den anvendt for å realisere MWD-verktøyet 34 i figur 1 og/ellerMWD-verktøyene 234a og 234b i figur 2. Tilsvarende kan slampulstelemetrianordningen 338 være realisert ved anvendelse av en anordning som er tilsvarende eller identisk med den anvendt for å realisere slampulstelemetrianordningen 38 i figur 1 og/eller slampuls-telemetrianordningene 238a og238b i figur 2. Videre kan overflateenheten eller datamaskinen 302 være realisert på tilsvarende måte som overflateenheten eller datamaskinen 202 beskrevet i forbindelse med figur 2. Følgelig kan overflateenheten 302 være operativt eller kommuniserbart koblet til MWD-verktøyet 334 via slampuls-telemetrianordningen 338og/eller kan være operativt eller kommuniserbart koblet til det kablet borerørbaserte telemetrisystemet 348 via én eller flere kommunikasjonsforbindelser (ikke vist). Som i systemet 200 i figur 2 kan overflateenheten eller datamaskinen 302 befinne seg i nærheten av boreriggen 10, eller alternativt kan en del av eller hele overflateenheten eller datamaskinen 302 befinne seg langt vekk fra boreriggen 10.

[0036] Idet vi ser nærmere på det kablet borerør-baserte telemetrisystemet 348kan det sees i eksempelet i figur 3 at systemet 348 strekker seg hovedsaklig gjennom hele borestrengen 14. Et eksempel på et kablet borerør-basert telemetrisystem som kan anvendes for å realisere systemet 348 er beskrevet i U.S.-patentet6,641,434, som er inntatt som referanse her over. Som vist i figur 3 omfatter telemetrisystemet 348 et antall eller en sekvens av kabler 352 anordnet i hvert borerør 350 som danner eller utgjør borestrengen 14. En kobler 354 er anordnet ved enden av hvert av borerørene 350 slik at når rørene 350 er koblet sammen, skjøtet eller på annen måte forbundet, borestrengen 14 tilveiebringer en kabelbasert kommunikasjonsforbindelse som går gjennom borestrengen 14. Selv om telemetrisystemet 348 i figur 3 er vist gående gjennom hovedsaklig hele borestrengen 14 til MWD-verktøyet 334, kan telemetrisystemet 348 i stedet bare gå gjennom deler avborestrengen 14.

[0037]I drift kan den ene eller begge av slampuls-telemetrianordningene 338 ogdet kablet borerør-baserte systemet 348 anvendes for å muliggjøre kommunikasjon mellom nedihullsverktøyet 301 (f.eks. MWD-verktøyet 334) og overflateenheten 302. Avhengig av den konkrete driftsmodus for riggen 10 og/eller nedihullsforholdene eller andre omgivelsesforhold, kan anordningen 338 eller systemet 348 være mest hensiktsmessig for å overføre data til overflateenheten 302. Alternativt eller i tillegg kan både anordningen 338 og systemet 348 anvendes for å sende informasjon mellom overflateenheten 302 og nedihullsverktøyet 301 samtidig. I et slikt tilfelle kan den overførte informasjonen vedrøre samme nedihullsparameter(e) eller forhold eller forskjellige parameter(e) eller forhold.

[0038]Figur 4 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av nok et annet eksempel på telemetrisystem 400 som omfatter et nedihullsverktøy 401 med en slampulstelemetrianordning 438 og en nedihulls elektromagnetisk telemetrianordning 448. Tilsvarende systemene 200 og 300, vist henholdsvis i figurene 2 og 3, omfatter systemet 400 en overflateenhet eller datamaskin 402 som kan kommunisere med nedihullsverktøyet 401 og/eller andre nedihullskomponenter og analysere informasjon fått fra disse. På denne måten kan overflateenheten 402 være operativt eller på annen måte koblet til et MWD-verktøy 434, for eksempel gjennom slampulstelemetrianordningen 438. Enda videre, som i de andre systemene 200 og 300, kan overflateenheten 402 befinne seg nær boreriggen 10 som vist, eller en del av

eller hele overflateenheten 402 kan befinne seg langt vekk fra boreriggen 10 og være kommuniserbart koblet til systemet 400, for eksempel via en hvilken som helst ønsket kombinasjon av trådløse og kabelbaserte kommunikasjonsforbindelser.

[0039]Slampuls-telemetrianordningen 438 er anordnet i nedihullsverktøyet 401, ogkan være realisert ved anvendelse av samme anordning eller en anordning tilsvarende anordningen som ble anvendt for å realisere anordningen 38 i figur 1, anordningene 238a og 238b i figur 2 og/eller anordningen 338 i figur 3. Videre er MWDverktøyet 434 anordnet i nedihullsverktøyet 401, og kan være realisert ved anvendelse av samme anordning eller en anordning tilsvarende anordningen som ble anvendt for å realisere anordningen(e) anvendt for å realisere verktøyene 234a og 234b i figur 2 og/eller 334 i figur 3.

[0040]Det elektromagnetiske telemetrisystemet 448 for borebrønner omfatter en sender/mottaker-enhet 454 nedihulls og en sender/mottaker-enhet 452 på overflaten. Et eksempel på et elektromagnetisk telemetrisystem som kan anvendes for å realisere systemet 448 i figur 4 er beskrevet i U.S.-patentet 5,624,051, som erinntatt som referanse over. Som vist i eksempelet i figur 4 er det elektromagnetiske telemetrisystemet 448 også utstyrt med en hullkrage 450, som er anordnet i nedihullsverktøyet 401 for å forsterke de elektromagnetiske signalene som overføres mellom sender/mottaker-enhetene 452 og 454. Et eksempel på hullkragesom kan anvendes for å realisere kragen 450 er beskrevet i U.S.-patentet5,396,232.

[0041]Selv om eksemplene på systemer vist i figurene 2-4 omfatter bestemtekombinasjoner av slampulstelemetri, kablet borerør-basert telemetri og elektromagnetiske telemetrisystemer, kan andre kombinasjoner av slike systemer anvendes for å oppnå samme eller tilsvarende resultater. For eksempel vil et nedihullstelemetrisystem som anvender en slamsirene, telemetrianordninger som anvender positiv og/eller negativ puls, en akustisk telemetrianordning, en torsjonsbølgebasert telemetrianordning eller hvilke som helst andre telemetrianordninger kunne anvendes i stedet for eller i tillegg til de vist i figurene 2-4 for å kommunisere meden overflateenhet eller datamaskin. Videre kan forskjellige kombinasjoner av kommunikasjonsforbindelser (f.eks. trådløse, kabelbaserte, etc.) anvendes for å

tilveiebringe selektiv kommunikasjon mellom overflateenheten og telemetrianordningene tilpasset behovet i konkrete anvendelser.

[0042]Enda videre må det forstås at telemetrianordningene, eller en hvilken som helst kombinasjon av disse, anvendt i eksemplene på systemer beskrevet her kan være anordnet i forskjellige oppstillinger rundt nedihullsverktøyet. For eksempel kan anordningene være anordnet tett inntil hverandre, eller alternativt i en ønsket avstand fra hverandre, med eller uten komponenter anordnet mellom seg. Telemetrianordningene kan være orientert vertikalt som vist i eksemplene, eller én eller flere av anordningene kan være snudd.

[0043]Figur 5 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av nok et annet eksempel på telemetrisystem 500 som omfatter et nedihullsverktøy 501 med flere nedihullskomponenter og flere telemetrianordninger. Som vist i systemet 500 i figur 5 omfatter nedihullsverktøyet 501 to MWD-verktøy 534a og 534b, to slampulstelemetrianordninger 538a og 538b, to trykkomformere 540a og 540b samt to følere 542a og 542b.

[0044]En overflateenhet eller datamaskin 502, som kan være tilsvarende eller identisk med én eller flere av overflateenhetene 202, 302 og 402, henholdsvis i figurene 2, 3 og 4, kan være kommuniserbart og/eller operativt koblet til telemetrianordningene 538a og 538b og/eller nedihullskomponentene 548a og 548b. Som i de andre eksemplene på overflateenheter 202, 302 og 404 kan overflateenheten 502 befinne seg nær (f.eks. på) eller langt vekk fra riggen 10, og være operativt og/eller på annen måte koblet til telemetrisystemene, MWD-verktøyene 534a og534b og/eller slampuls-telemetrianordningene 538a og 538b via hvilke som helstønskede kommunikasjonsforbindelser (ikke vist). MWD-verktøyene 534a og 534bkan være realisert ved anvendelse av anordninger som er tilsvarende eller identisk med de anvendt for å realisere MWD-verktøyene 34, 234a, 234b, 334 og/eller 434.Tilsvarende kan slampuls-telemetrianordningene 538a og 538b være realisert vedanvendelse av anordninger som er tilsvarende eller identisk med de anvendt for å realisere slampuls-telemetrianordningene 38, 238a, 238b, 338 og/eller 438.

[0045]Som vist i figur 5 inneholder nedihullsverktøyet 501 MWD-verktøyene 534aog 534b, slampuls-telemetrianordningene 538a og 538b og nedihullskomponentene 548a og 548b. I eksempelet i figur 5 er nedihullskomponentene 548a og 548b vist som formasjonevalueringsverktøy, som kan anvendes for å teste og/eller inn

hente fluid fra en omkringliggende formasjon. Eksempler på formasjonevalueringsverktøy som kan anvendes for å realisere verktøyene 548a og 548b er beskrevet i den publiserte U.S.-patentsøknaden 2005/01109538, som inntas ved referanseher i sin helhet. Som vist omfatter nedihullskomponentene 548a og 548b stabilisatorblader 552a og 552b med sonder 554a og 554b for å trekke inn fluid i nedihullsverktøyet 501 og stempeler 550a og 550b for å hjelpe til å føre sondene 554a og 554b i posisjon mot veggen i brønnboringen 30.

Formasjonevalueringskomponentene 548a og 548b kan muliggjøre forskjellige trykktestings- og/eller prøvetakingsprosesser. Selv om eksempelet i figur 5 viser toformsjonsevalueringskomponenter i nedihullsverktøyet 501, kan én eller flere enn to formasjonsevalueringskomponenter anvendes i stedet.

[0046]I eksempelet i figur 5 er nedihulls-telemetrianordningene 538a og 538boperativt koblet til de respektive nedihullskomponentene 548a og 548b. Imidlertid kan én eller flere nedihulls-telemetrianordninger være koblet til én eller flere formasjonevalueringskomponenter. For eksempel kan to nedihulls-telemetrianordningervære koblet til samme nedihullskomponent, eller alternativt kan hver nedihullstelemetrianordning være koblet til én enkelt tilhørende nedihullskomponent. I tillegg kan en rekke forskjellige formasjonevalueringskomponenter være koblet til den ene av eller begge nedihulls-telemetrianordningene 538a og 538b. Med en"formasjonevalueringskomponent" menes her en anordning for å evaluere en formasjon, for eksempel ta fluidprøver, registrere formasjonstrykk under boring, måle resistivitet, ta kjernemagnetiske målinger, eller et hvilket som helst annet nedihullsverktøy som anvendes for å evaluere en undergrunnsformasjon.

[0047]Flere nedihulls-telemetrianordninger og/eller -systemer så som de beskrevet i forbindelse med systemeksemplene her, kan anvendes for å gjøre det mulig for nedihullsverktøy å utføre uavhengige eller integrerte operasjoner nedihulls. For eksempel kan ett nedihulls-telemetrisystem og/eller én nedihullstelemetrianordning anvendes sammen med en formasjonevalueringskomponent for å utføre forskjellige testeoperasjoner mens en annen telemetrianordning kan anvendes for å utføre resistivitetsoperasjoner. Ytterligere nedihullstelemetrisystemer og/eller -anordninger kan tilveiebringes som ønsket. I noentilfeller kan det være ønskelig å anvende bestemte nedihulls-telemetrisystemer

eller -anordninger sammen med bestemte nedihullskomponenter for å utførebestemte nedihullsoperasjoner.

[0048]Målinger gjort ved anvendelse av nedihulls-telemetrianordningene kan blisammenliknet og analysert. På denne måten kan man foreta dupliserte eller redundante målinger for kalibrerings- og/eller verifikasjonsformål. I tillegg kan dupliserte eller redundante målinger bli tatt på forskjellige steder (ved samme eller forskjellig tidspunkt) for å bestemme forskjeller i formasjonen forskjellige steder i brønnboringen. Målinger gjort av forskjellige komponenter kan også bli analysert, for eksempel for å bestemme ytelse og/eller formasjonsegenskaper.

[0049]Den separate eller individuelle funksjonaliteten til nedihullstelemetrianordningene kan også anvendes for å øke kraftkapasiteten nødvendig for å utføre kontinuerlige eller ytterligere operasjoner. Flere nedihullstelemetrianordninger kan også anvendes for å øke dataoverføringshastigheten til overflaten og/eller for å fjerne behovet for batterier i nedihullsverktøyet. Bruken av flere nedihulls-telemetrianordninger kan også gi et reservesystem dersom det eneav telemetrisystemene svikter eller på annen måte er ute av stand til å fungere korrekt. Videre, i tilfeller der det anvendes to forskjellige nedihullstelemetrisystemer og/eller -anordninger, kan alternative typer kommunikasjon anvendes som ønsket eller nødvendig for å oppnå en mer effektiv kommunikasjon mellom et nedihullsverktøy og en overflateenhet. Enda videre kan et hvilket som helst ønsket kommunikasjonsmedium eller en hvilken som helst kombinasjon av medier anvendes for å realisere telemetrisystemene beskrevet her. For eksempel kan en hvilken som helst kombinasjon av trådløse og/eller kabelbaserte medier anvendes i tilpasning til behovene i konkrete anvendelser. Mer spesifikt kan trådløse medier omfatte boreslam, elektromagnetiske signaler, akustiske signaler, etc., og kabelbaserte medier kan omfatte kablet borerør og/eller hvilke som helst andre medier som anvender elektriske ledere.

[OOSOJSom angitt over i forbindelse med eksemplene i figurene 2, 3, 4 og 5 kan overflateenhetene 202, 302, 402 og/eller 502 befinne seg på operasjonsstedet eller et annet sted (f.eks. på eller vekk fra riggen), og kan være kommuniserbart og/eller operativt koblet til ett eller flere tilhørende nedihullsverktøy via kommunikasjonsforbindelser (ikke vist). Kommunikasjonsforbindelsene kan være realisert ved anvendelse av en hvilken som helst ønsket trådløs og/eller kabelbasert for

bindelse som er i stand til å sende data mellom nedihulls-telemetrianordningerogenheter eller datamaskiner på overflaten. I noen eksempler kan kommunikasjonsforbindelsen være koblet til en nedihulls-telemetrianordning via en mellomliggendeanordning, så som for eksempel en trykkomformer. Kommunikasjonsforbindelsen tilveiebringer et middel for å sende signaler så som kommandoer, data, kraft eller andre signaler mellom nedihulls-telemetrianordningene og datamaskinen på overflaten. Disse signalene kan anvendes for å styre nedihullsverktøyet og/eller for å innhente data som er samlet inn av nedihullsverktøyet. Fortrinnsvis, men ikke nødvendigvis, blir signaler sendt i sanntid slik at det oppnås en rask og effektiv datainnsamling, verktøyaktivering og/eller respons til nedihullsforhold.

[0051]Én eller flere kommunikasjonsforbindelser kan være tilveiebragt for operativt å koble telemetrisystemet/systemene og/eller -anordningen/anordningene til éneller flere overflateenheter. På denne måten kan hver nedihulls-telemetrianordningog/eller hvert nedihulls-telemetrisystem selektivt kommunisere med én eller flereoverflateenheter. Alternativt kan slike forbindelser koble sammen ett eller flere nedihulls-telemetrisystemer og/eller én eller flere nedihulls-telemetrianordninger.Telemetrianordningen(e) kan kommunisere med overflaten via et nedihullstelemetrisystem. Forskjellige kommunikasjonsforbindelser kan være tilveiebragt, slik at nedihulls-telemetrianordningene og/eller -systemene kan kommunisere medhverandre og/eller overflateenheten(e) uavhengig, samtidig eller hovedsaklig samtidig, vekselvis (f.eks. venter de andre telemetrianordningene mens én telemetrianordning kommuniserer aktivt) og/eller under valgte (f.eks. forbestemte) tidsluker eller -intervaller.

[0052]Signalene og/eller annen kommunikasjon som overføres via eksemplene på nedihulls-telemetrisystemer beskrevet her kan anvendes eller manipuleres for åmuliggjøre effektiv flyt av data eller informasjon. For eksempel kan telemetrianordningene og/eller -systemene selektivt bli aktivert til å sende data fra nedihullsverktøyet til overflateenheten eller datamaskinen. Disse dataene kan bli sendt fra telemetrianordningene og/eller -systemene med samme eller forskjellige frekvenser, samtidig eller hovedsaklig samtidig og/eller uavhengig. Dataene og/eller signalene kan selektivt bli manipulert, analysert eller behandlet på annen måte for å generere en optimal og/eller ønsket datautmating. Dataene (f.eks. utdataene) kan bli sammenliknet (f.eks. med referanseverdier, terskelverdier, etc.) og/eller

analysert for å bestemme forhold på brønnstedet, som kan anvendes for å justere driftsforhold, lokalisere verdifulle hydrokarboner og/eller utføre hvilke som helst andre ønskede operasjoner eller funksjoner på brønnstedet.

[0053]Det kablet borerør-baserte telemetrisystemet beskrevet over (f.eks. systemeksempelet i figur 3) kan anvendes for å oppnå en forholdsvis høy båndbredde for overføring av MWD-signaler. Systemene og fremgangsmåtene for kanselleringeller undertrykking av støy beskrevet nedenfor i forbindelse med figurene 6-14 kananvendes med kablet borerør for å øke signal/støy-forholdet og øke båndbreddenfor slampulstelemetri-signaler. Mer spesifikt kan én eller flere trykkomformerevære distribuert eller anordnet i en avstand fra hverandre langs en seksjon av kablet borerør i en øvre del av en borestreng. Trykkomformerne kan danne en rekke som tilveiebringer trykksignaler som kan prosesseres ved hjelp av vertikale seismiske profileringsmetoder så som hastighetsfiltrering og overlagring (stacking), som beskrives nedenfor, for å kansellere, undertrykke eller redusere innvirkningen av nedovergående støy (f.eks. støy fra slampumper og/eller annen riggskapt støy) samtidig som oppovergående MWD-signaler (f.eks.

slampulstelemetri-signaler) forsterkes. Den nedovergående støyen kan i tillegg blireflektert fra hindringer i borestrengen, noe som resulterer i oppovergående støy. Denne oppovergående støyen kan også bli fjernet fra MWD-signalene.

[0054]Med "MWD-signaler" menes her data som samles inn eller innhentes nedihulls og sendes til overflaten via telemetri. Det er underforstått at et telemetriverktøy også kan anvendes for å overføre LWD-signaler eller andre typer data, menbetegnelsen "MWD-signaler" anvendes for enkelhets skyld.

[0055] I mange MWD-operasjoner, spesielt offshore, er MWD-slampulstelemetribegrenset til en meget lav datahastighet («10 bit/sek). Den lave datahastigheten er en følge av lavt signal/støy-forhold, som kan være forårsaket av høye støynivåer som skapes av slampumper og annet rigg-basert utstyr, av slampumpestøyi frekvensbåndet som anvendes av MWD-slampulstelemetrien og av den eksponentielle dempningen av MWD-signalet med dypet. Trykket P(Z) målt en avstandZ (m) fra slampulsatoren dempes i henhold til P(Z) = Poe~ZIL, der Po er trykket ved

'ZB

slampulsatoren og L = a — er en karakteristisk lengde. Borerørets innvendige \ rjco

radius er a (m); vinkelfrekvensen er a> (radianer/S); slammets bulkelastisitetsmodul er B (Pa); og viskositeten er 7 (centipoise). Dempningen øker med frekvensen og med boreslammets viskositet. (Referanse: New Mud Pulse Telemetry Techniques for Deepwater Applications and Improved Real-Time DataCapabilities, SPE/ADC 67762, R. Hutin mfl., 2001). Standard praksis er å redusere slampulsfrekvensen for å redusere dempningen, og/eller å forskyve slampulsfrekvensen for å unngå frekvenser der det er mye slampumpestøy. Ved operasjoner på dypt vann kan det være opptil 3048 m kaldt vann mellom riggen og havbunnen. Det kalde vannet øker boreslammets viskositet, som igjen øker dempningen og således reduserer slampulsfrekvensen og MWD-datahastighetenytterligere.

[0056]Systemene og fremgangsmåtene som beskrives nedenfor gjør at et forholdsvis lite antall kablede borerør (dvs. at hele borestrengen ikke trenger bestå av kablede borerør) kan muliggjøre kommunikasjon med forholdsvis høy båndbredde ved anvendelse av et slampuls-telemetrisystem. Mer spesifikt anvendersystemene og fremgangsmåtene for kansellering, undertrykkelse eller reduksjon av støy som beskrives her et forholdsvis lite antall kablede borerør og trykkomformere for å sette et slampuls-telemetrisystem i stand til å kommunisere effektivtmed en høyere datahastighet og/eller ved større dyp, og fjerner dermed behovet for å anvende kablet borerør langs hele borestrengen for å oppnå en høy datahastighet og/eller for å kommunisere ved større dyp. Dette fjerner behovet for å forsyne nedihulls borestrengkomponenter så som positive fortrengningsmotorer, vibrasjonsanordninger og tunge vektrør med kabel. Ved å plassere trykkomformerne nær havbunnen unngår man videre den økte dempningen som følge av innvirkningen av kaldt sjøvann på boreslammets viskositet.

[0057]Figur 6 er en skjematisk skisse av et eksempel på borestreng-basert telemetrisystem 600 som omfatter en oppstilling av trykkomformere 602, 604 og 606 for å kansellere, redusere, undertrykke eller skille ut nedovergående, riggskapt støy 608 fra et oppovergående MWD-signal 610. Selv om tre trykkomformere 602,604 og 606 er vist i eksempelet i figur 6, kan færre trykkomformere (f.eks. én signalomformer i området ved borestrengen) eller flere enn tre trykkomformere anvendes i stedet. Som beskrevet nærmere nedenfor kan imidlertid bruk av flere trykkomformere gi et høyere signal/støy-forhold for MWD-signaler generert av et

slampuls-telemetrisystem enn det som for eksempel er mulig med et system somkun anvender én trykkomformer. Det borestreng-baserte telemetrisystemet 600omfatter en borestreng 612 som består av en andel 614 med kablet borerør og en andel 616 med normalt borerør som er ikke kablet. I eksempelet i figur 6 befinner den kablede borerørandelen 614 seg i den øvre delen av borestrengen 612 og den normale borerørandelen 616 befinner seg i den nedre delen av borestrengen 612. Borestrengen 612 omfatter også en MWD-telemetrianordning 618 (f.eks. enMWD-pulsator for slampulstelemetri) som befinner seg ved en borkrone 620, somer anordnet i den nedre enden av borestrengen 612.

[0058]Trykkomformerne 602, 604 og 606, av hvilke et eksempel på utførelse er vist og beskrevet i forbindelse med figur 7, kan være anordnet i en avstand fra hverandre eller spredt langs den kablede borestrengandelen 614 av borestrengen 612, for eksempel med et mellomrom på fortrinnsvis omtrent en kvart bølgelengde for telemetrisignalene. For telemetri som gjøres ved lave frekvenser (f.eks. frekvenser på noen få Hertz), kan det være ønskelig å plassere trykkomformerne 602, 604 og 606 omtrent hundre meter fra hverandre eller mer, hvilket krever at én eller flere av trykkomformerne 602, 604 og 606 anordnes i borehullet. Det at én eller flere av trykkomformerne 602, 604 og 606 anordnes i borehullet øker avstanden mellom signalomformerne og slampumper og/eller andre riggskapte støykilder, og øker med det signal/støy-forholdet i MWD-signalet 610 ytterligere.

[0059]Generelt er bruken av trykkomformere i forbindelse med MWDslampulstelemetrisystemer kjent. Én slik bruk er beskrevet i U.S.-patentet6,741,185 med tittelen "Digital Signal Receiver for Measurement While Drilling System Håving Noise Cancellation", og hele beskrivelsen der inntas som referanse her. I motsetning til systemeksempelet i figur 6 plasserer disse kjente systemene typisk én trykkomformer nær slampumpen(e), som er den primære kilden for akustisk støy, og en annen trykkomformer i standrøret. Følgelig befinner begge trykkomformerne seg forholdsvis nær den riggskapte støykilden. Signaler som mottas fra følerne eller signalomformerne blir da typisk behandlet eller kombinert for å kansellere eller redusere innvirkningen av støysignalene generert av slampumpen(e). Avstanden mellom signalomformeren nær slampumpen(e) og signalomformeren i standrøret påvirker i hvilken grad slampumpestøy kan kanselleres eller undertrykkes. En avstand på omtrent en åttendedels bølgelengde (dvs.

bølgelengden til slampulstelemetri-signalene) eller omtrent en kvart bølgelengdeanvendes typisk for å oppnå et størst mulig signal/støy-forhold forslampulstelemetri-signalene. I praksis er imidlertid slike avstander på overflatennær riggen vanligvis ikke mulig som følge av den lave frekvensen og lange bølgelengden til slampulstelemetri-signalene og den begrensede forplantningslengdenforbundet med trykkutstyret på riggen. Videre er vanligvis trykkomformere 40 plassert over riggdekket i slamledningen 26. Slampumpestøy blir reflektert i overgangen fra slamledningen til borerøret, noe som resulterer i kompliserte stående bølger som gjør det vanskelig å filtrere slampumpestøyen.

[0060]I motsetning til den kjente bruken av trykkomformere omtalt over er i eksempelet i figur 6 trykkomformerne 602, 604 og 606 anordnet på borestrengen 612 forholdsvis langt nedihulls, noe som reduserer overflatestøyen følerne 602, 604 og 606 utsettes for. Posisjonen til signalomformerne 602, 604 og 606 nedihulls og avstanden mellom signalomformerne 602, 604 og 606 kan velges basert på lydhastigheten i boreslam og frekvensen som slampulstelemetri-signaler sendes utfra MWD-telemetrianordningen 618 med. Mer spesifikt varierer lydhastigheten iboreslam mellom omtrent 1 km/sek til 1,5 km/sek, og slampulstelemetri-signalerblir typisk overført med en frekvens på mellom omtrent 1 Hz og 24 Hz. Tabellen nedenfor lister en kvart bølgelengdes føleravstand i meter for forskjellige lydhastigheter og slampulstelemetri-overføringsfrekvenser.

Kvart bølgelengde avstand

Slampulsfrekvens

1 km/sek.

1,5 km/sek.

1 Hz

250 m

375 m

12 Hz

21 m

31 m

24 Hz

10 m

16 m

[0061]På bakgrunn av informasjonen om kvarte bølgelengder over vil det nå bli gitt et konkret eksempel i forbindelse med utførelseseksempelet i figur 6. Anta for eksempel at en avsluttende borkronekjøring begynner ved et målt dyp på 7 kilometer og at det totale dypet brønnen skal bores til er 10 kilometer. I begynnelsen av den avsluttende borkronekjøringen kan MWD-telemetrianordningen eller pulsa

toren 618 bli ført inn i borehullet slik at den normale borerørandelen 616 er omtrent 6,5 km lang og den kablede borerørandelen 614 er omtrent 0,5 km lang. Spesialkomponenter (f.eks. eksempelet på enhet 700 vist i figur 7) som inneholder trykkomformerne 602, 604 og 606, batterier, elektronikk, prosessorer, kommunikasjonskretser, etc. kan være utplassert med innbyrdes lik avstand mellom valgte kablede borerørseksjoner i den kablede borerørandelen 614 av borestrengen 612. For eksempel kan tre slike spesialkomponenter være anordnet 250 meter fra hverandre for å oppnå en kvart bølgelengdes avstand for MWD-signaler med frekvens1 Hz. Spesialkomponentene (f.eks. anordnet ved trykkfølerne 602, 604 og 606) kan kommunisere med en datamaskin eller enhet på overflaten via kommunikasjonskanalen som tilveiebringes av den kablede borerørandelen 614. I ett eksempel kan signalene fra trykkomformerne 602, 604 og 606 bli samplet og digitalisert ved omtrent 200 Hz. Den digitaliserte informasjonen fra signalomformerne 602, 604 og 606 kan da bli sendt til en datamaskin på overflaten for ytterligere bearbeiding via den kablede borerørandelen 614 eller annen borestreng-telemetri (f.eks.som beskrevet nedenfor i forbindelse med figur 13). I eksempelet der borestrengtelemetrien er den kablede borerørandelen 614 er datahastigheter på mellom fra omtrent 10 til 50 kbits/sek mulig, noe som gir mer enn nok båndbredde til å overføre den digitaliserte informasjonen.

[0062]Etter hvert som boringen skrider frem blir ytterligere 3 km kablet borerør 614 lagt til for å komme ned til det totale dypet på 10 km. På denne måten øker ikke avstanden mellom MWD-pulsatoren 618 og trykkomformerne 602, 604 og 606med boredypet. Som følge av dette avtar ikke signal/støy-forholdet for MWDsignalet 610 med dypet. Tvert imot kan signal/støy-forholdet økes ved å legge tilytterligere trykkfølere (ikke vist) i borestrengen 612. I tillegg bedres signal/støyforholdet etter hvert som avstanden mellom trykkomformerne og støykildene på overflaten øker med dypet. På dypt vann offshore er dempningen av den nedovergående støyen som følge av innvirkningen av kaldt vann på boreslammets viskositet gunstig når trykkomformerne befinner seg nær havbunnen.

[0063]Figur 7 er en tverrsnittsskisse av et eksempel på enhet 700 som kan anvendes for å realisere trykkomformerne 602, 604 og 606 i eksempelet på borestreng-telemetrisystem 600 i figur 6. Enheten 700 omfatter en krage 702 meden gjennomgående boring 704, toroid-transformatorer 706 og 708, elektronikk

710, batterier 712 og en trykkomformer 714. Enheten 700 slipper gjennom telemetrisignaler og kan selv motta og sende telemetrisignaler. I ett eksempel er toroidtransformatorene 706 og 708 koblet sammen av en kabel eller annen elektrisk forbindelse. I eksempelet i figur 7 er trykkomformeren 714 innrettet for å måle trykket inne i enheten 700 (f.eks. i boringen 704). En måling av ringromstrykket eller det utvendige trykket vil imidlertid kunne anvendes i stedet for eller i tillegg til den innvendige trykkmålingen. Elektronikken 710, som strømforsynes av batteriene 712, kan omfatte grensesnitt og signalkondisjoneringskretser eller programmer for å kondisjonere signaler mottatt fra trykkomformeren 714. Elektronikken 710 kan også omfatte kommunikasjonskretser for å gjøre det mulig å sende trykkinformasjon (f.eks. målte trykkverdier) via den kablede borerørandelen 614. Spesifikt kan kommunikasjonskretsene være innrettet for å forsyne varierende elektriske strømmer til toroid-transformatorene 706 og 708 for magnetisk å koble trykksignalinformasjonen til en overflateenhet (f.eks. tilsvarende eller identisk med overflateenheten 302 i figur 3) via kablene i den kablede borerørandelen 614. Andre transformatorer enn toroid-transformatorer og/eller elektriske kontakter kan anvendesfor å koble enheten 700 til det kablede borerøret.

[0064]Trykkomformerne 602, 604 og 606 i figur 6 danner en oppstilling som kan anvendes for å tilveiebringe flere trykksignaler som kan bli bearbeidet for å øke signal/støy-forholdet til MWD-signalet 610.

[0065]Som beskrives nærmere i forbindelse med figurene 8-14 nedenfor kansignalene fra trykkfølerne 602, 604 og 606 bli bearbeidet for å forsterke det oppovergående MWD-signalet 610 samtidig som innvirkningen av nedovergåendeoverflatestøy (f.eks. slampumpestøyen 608 i figur 6) på MWD-signalet 610 reduseres. Som følge av dette kan signal/støy-forholdet til MWD-signalet 610 økes.

[0066] Fremgangsmåten utnytter det faktum at slampumpestøyen og annen støy fra riggen først forplanter seg nedover, mens MWD-slampulssignalet forplanterseg oppover. Dette er en hastighetfiltreringsteknikk. Signalene ved trykkomformerne 602, 604 og 606 kan tidsforskyves tilsvarende en nedovergående bølge og midles for å estimere det nedovergående støysignalet (f.eks. en forsterket utgave av støysignalet 608 fra slampumpen). Dette estimerte støysignalet kan deretter subtraheres fra hvert av signalene fra trykkomformerne 602, 604 og 606 for å frembringe korrigerte trykksignaler. De korrigerte trykksignalene blir da tidsfor

skjøvet tilsvarende en oppovergående bølge og midlet for å forsterke det oppovergående MWD-signalet 610. Som beskrives nærmere nedenfor bevirkes tidsforskyvning og overlagring (dvs. midling) ved å bestemme hastigheten til lydbølgene eller signalene forbundet med slampumpestøyen 608 og MWD-signalet 610. Lydbølgenes hastighet, som kan variere langsomt over tid, kan for eksempel bestemmes ved hjelp av en krysskorrelasjonsmetode som beskrevet nedenfor.

[0067]Figur 8 viser et eksempel på hvordan eksempelet på borestrengtelemetrisystem 600 i figur 6 kan anvendes for å detektere nedovergående støy. Metoden beskrevet i forbindelse med figur 8 anvender signaler fra trykkomformerne 602, 604 og 606 i figur 6, svarende til respektive borestrengposisjoner Zi, Z2 og Z3 i figurene 6 og 8. De tre vertikale aksene svarer til respektive tidspunkter Ti, Tz og 73 da slampumpestøy 608 forplanter seg nedover forbi posisjonene Zi, Z2 og Z3 langs borestrengen 612. Som angitt i figur 8 holder bølgeformen til den nedovergående støyen seg forholdsvis uendret gjennom oppstillingen av trykkomformere forutsatt at det ikke finnes større hindringer i borerøret innenfor oppstillingen. Trykkomformerne 602, 604 og 606 genererer respektive trykksignaler 51(0, 52(0 og 53(0 som funksjon av tid som reaksjon på den nedovergående støybølgeformen, vist ved tidspunkter T1 801, T2 802 og T3 803. Mer spesifikt tas trykkmålinger ved diskrete tidspunkter {/i, tz, tz,..} med konstante tidssteg A/. Tidssteget A/ bør være så lite til at man får flere målinger i hver syklus. Det er underforstått at notasjonen 51(0 faktisk representerer mange diskrete målinger; dvs. at trykkmålingene blir gjort og registrert ved stort antall diskrete tidspunkter. Støy fra slampumpene på riggen og/eller annet overflateutstyr forplanter seg nedover med hastigheten V, representert av den diagonale linjen 804 i figur 8.

Signalene ved trykkomformerne 602, 604 og 606 er tilsvarende når ZI - (z • 71) = Z2 - (V • 72) = Z3 - (V • 73). Signalene fra trykkomformerne 602, 604og 606 kan da tidsforskyves og midles for å frembringe et estimat av den nedovergående støyen (f.eks. slampumpestøyen 608) som funksjon av tid i henhold til likningen ND(t) = {5i(0+52(r + (Z2-zi)/7)+53(r + (Z3-zi)/r)}/3 .1 figur 8 er detteekvivalent med å flytte bølgeformene 802 og 803 over bølgeformen 801 og deretter ta gjennomsnittet av bølgeformene. I bestemmelsen av den estimerte nedovergående støyen ND(t) er det antatt at signalene 5i(r), Sz(t) og 53(r) er pass

ende normalisert for å ta hensyn til eventuell dempning mellom trykkomformerne og for å ta hensyn til variasjoner i trykkomformernes sensitivitet. Den estimerte støyfunksjonen ND(t) kan da anvendes for å korrigere signalene mottatt ved hver av trykkomformerne 602, 604 og 606 for å frembringe korrigerte trykkomformersignaler Ri(t} og 7?3(r), som angitt nedenfor.

7?2(0 = 52(0 - Nd (t + (Z2 - Zl) / V)

R3(t) = S3(t)-ND(t + (Z3-Zl)/V)

[0068]Som vist i figur 9 kan de korrigerte trykkomformer-signalene omfatte noegjenværende nedovergående støy 910, som ikke nødvedigvis har nevneverdig innvirkning på et oppovergående signal, representert av 901, 902 og 903 ved tidspunktene Ti, Ti og Ti. De korrigerte trykkomformer-signalene Ri(t), R2(t) ogR3(t) kan da tidsforskyves og midles for å forsterke det oppovergående signalet, som for eksempel kan være MWD-signalet 610 i figur 6. Hastigheten til det oppovergående signalet V er representert av den diagonale linjen 905 i figur 9. Mer spesifikt er det oppovergående signalet tilsvarende ved hver av trykkomformernes posisjoner Zi, Z2 og Z3 når Zl + (V • T3) = Z2 + (V • T2) = Z3 + (V • TI). Det tidsforskjøvede, oppovergående signalet kan da representeres ved uttrykket

Fu(t') = {Ri(t + (Z3-zi)/v') + R2(t + (Z2-zi)/v') + R3(t')}/3. Kort sagt blir bølgeformene901 og 902 tidsforskjøvet til de sammenfaller med bølgeformen 903 og deretter midlet.

[0069] Innledningsvis kan hastigheten V bli estimert fra boreslammets fysiske egenskaper. En mer presis bestemmelse kan imidlertid gjøres ved krysskorrelasjon av nedovergående støy eller ved krysskorrelasjon av de oppovergående MWD-signalene. Betrakt for eksempel signalene 5i(r) og S2(t). Et glidende vindupå m dataposter anvendes i krysskorrelasjonen. Lengden til tidsvinduet, mÅt, bør være lang nok til å inneholde noen få sykluser. Middelverdien til signalet målt ved Zi er 5i =—y5i(4+.) for , og middelverdien for signalet

m k=0

_ 1 m-l . .

målt ved Z2 er Si = — ^S2(tk+j) for \tj,tj+i,tj+2,tj+3,...,tj+m_i k Merk at de to m k=0

tidsvinduene vil være forskjellige, dvs. at z j. Krysskorrelasjonsfunksjonen

Ci2(iZ) mellom 51(0 og 52(0 er definert som m-l , _ _ ,

Ci2(d)= ||_5i(/æ)—51J -|_52(Z/)—52jj, der j = k + d. Krysskorrelasjonsfunksjonen

Z2-Z1Ci2(<Z)taren maksimumsverdi når tidsforsinkelsen er gitt ved d-M = —-—.

Følgelig finnes hastigheten ved å beregne krysskorrelasjonsfunksjonen Ci2(iZ), finne verdien for d som svarer til maksimalverdien for Ci2(iZ) og deretter anvende

K = . Denne hastigheten kan da anvendes for å forskyve og overlagre

d -At

signaler og for å finne estimatet for den nedovergående støyen ND(t). På liknende måte kan hastigheter bli beregnet for alle vedsidenliggende par av trykkomformere og resultatene bli midlet for å øke nøyaktigheten. En alternativ løsning og/eller komplimentær løsning er å beregne krysskorrelasjonsfunksjonen for oppovergående bølger for å finne hastigheten V.

[0070]Figur 10 viser et eksempel på fremgangsmåte som anvender en algoritme for å skille nedovergående bølger fra oppovergående bølger. I det konkrete eksempelet vist i figur 10 kan et nedovergående støysignal skilles fra et oppovergående MWD-signal. Fagmannen vil forstå at oppfinnelsens prinsipper også kan anvendes for andre typer signaler. Videre, i tillegg til bruk av fremgangsmåteeksemplene beskrevet her, kan f-k-prosessering, som er kjent for fagmannen, anvendessammen med andre prinsipper ifølge foreliggende oppfinnelse for å skille nedovergående bølger fra oppovergående bølger.

[0071]Fremgangsmåteeksempelet vist i figur 10 omfatter det å måle trykksignaler på flere steder ved flere tidspunkter, i trinn 1001. Dette kan gjøres ved å anordne to eller flere trykkfølere inne i et boresystem. Trykkfølerne kan være del av en enhet som er anordnet inne i borestrengen, eller de kan være del av et kabelført verktøy som er plassert inne i brønnboringen, for eksempel inne i borestrengen. Andre eksempler omfatter utplassering av trykkfølere i fdringsrør, muligens for fdringsrør-boring, eller i et kveilerør. Hvordan trykkfølerne er anordnet innenfor iboresystemet er ikke ment å begrense oppfinnelsen. I ett konkret eksempel kan tre trykkfølere anvendes, selv om andre antall trykkfølere er mulig.

[0072] I ett eksempel omfatter fremgangsmåten det å måle trykket på to stedet, representert ved S1 (t) og S2(t). Trykkmålingene kan bli gjort ved to eller flere forskjellige tidspunkter, så som t1 og t2. I et annet eksempel kan trykkmålingene bli tatt på tre eller flere steder, S1 (t), S2(t) og S3(t), ved tre eller flere forskjellige tidspunkter, t1, t2, t3, etc. I ett eksempel er tidspunktene t1, t2, t3 alle like langt fra hverandre i tid. Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å sende de målte trykksignalene til overflaten, i trinn 1002. I ett eksempel kan trykkdataene bli sendt gjennom et kablet borerør. I et annet eksempel kan trykkdataene bli sendt ved hjelp av en annen telemetrianordning, så som et elektromagnetisk telemetriverktøy. I nok et annet eksempel kan trykkdataene bli sendt gjennom en kabel.

[0073] Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å bestemme hastigheten til signaler i brønnboringsfluidet. I ett eksempel kan signalhastigheten være kjent eller måles på en hvilken som helst måte kjent for fagmannen. I fremgangsmåteeksempelet vist i figur 10 kan det å bestemme hastigheten omfatte det å beregne én eller flere krysskorrelasjonsfunksjoner, i trinn 1003. I ett eksempel er en krysskorrelasjonsfunksjon for de første to trykkmålingene S1 (t), S2(t) representert ved Ci2(d). I ett konkret eksempel er krysskorrelasjonsfunksjonen på formen m-l . _ _ .

ci2(O = si(tk)-si • S2(tj')-S2 . I dette eksempelet tar krysskorrelasjonsfunksjoé(rL J L

Z2 -Z1

nen en maksimumsverdi når tidsforsinkelsen er gitt ved d-Åt = —-—.Ved å bestemme maksimumsverdien for krysskorrelasjonsfunksjonen er det således mulig å bestemme hastigheten V til det nedovergående støysignalet.

[0074]Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å tidsforskyve og overlagre trykksignalene for å frembringe det nedovergående støysignalet, i trinn 1004. I ett eksempel er det to trykksignaler S1 (t) og S2(t), og ett av trykksignalene tidsforskyves slik at trykksignalene kan overlagres for å oppnå det nedovergående støysignalet. I et annet eksempel blir tre trykksignaler, S1(t), S2(t) og S3(t), tidsforskjøvet og overlagret i henhold til følgende likning:

Æz,(0 = {5i(0 + 52(r + (Z2-zi)/K) + 53(r + (Z3-zi)/K)}/3. Fagmannen vil være istand til å sette opp andre likninger for tidsforskyving og overlagring, og vil være i stand til å sette opp likninger for tidsforskyving og overlagring av et annet antall trykksignaler enn 3. Likningene over er kun gitt som et eksempel.

[0075]Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å korrigere trykksignalene ved å subtrahere den nedovergående støyen, i trinn 1005. For tre trykkfølere omfatter ett eksempel på korrigering av trykkmålingen bruk av likningene Ri(t) = Si(t)-ND(t),R2(t) = S2(t)-ND(t + (Z2-Zl)/V) Og R3(t) = S3(t)-ND(t + (Z3-Zl)/V).

[0076]Fremgangsmåten kan omfatte det å overlagre de korrigerte signalene for å oppnå det oppovergående MWD-signalet, i trinn 1006. Dette kan gjøres for ethvilket som helst antall trykkmålinger. For eksempel kan, for to trykkmålinger, ett av de korrigerte signalene tidsforskyves og overlagres på det andre signalet for å tilveiebringe det oppovergående MWD-signalet. I et annet eksempel blir trekorrigerte trykksignaler tidsforskjøvet og overlagret i henhold til følgende likning: Fu(t') = {Ri(t + (Z3-zi')/v') + R2(t + (Z2-ZY)/v') + R3(t')}/3. Fagmannen vil være i standtil å finne andre metoder for å tidsforskyve og overlagre andre antall korrigerte trykksignaler.

[0077]Som kan sees i figur 6 kan den nedovergående slampumpestøyen 608 bli reflektert fra hindringer i borestrengen 616, så som slampulsatoren 618, borkronen 620 eller en endring av borestrengens innvendige diameter. Figur 11 illustrerer innkommende slampumpestøy 1102 som reflekteres fra en endring i borerørets innvendige diameter 1110 ved dypet Zs . For eksempel kan trykkomformeren 606 befinne seg ved posisjonen Z3 og måle en nedovergående støypuls ved tiden Ta. Ved tiden Tb kommer den nedovergående støypulsen til diameterendringen 1110. En del av støypulsen blir transmittert 1106 og en del blir reflektert 1105. Den reflekterte, oppovergående støybølgeformen vil være tilsvarende den innkommende støybølgeformen, bortsett fra at den kan ha et faseskift </) og at amplituden vil være redusert med en faktor A. Ved tiden Tc forplanter den reflekterte støypulsen 1105 seg oppover forbi trykkomformeren 606, med tidsforsinkelsen Tc-Ta. Denreflekterte støyen Nv(t) er således relatert til den nedovergående støypulsen ved posisjonen 606 gjennom = Ae1^ ■ ND(t + Tc-Ta), der ND(t) er bestemt som

forklart over. Krysskorrelasjonen for R3(t) og ND(t) kan da anvendes for å bestemme Tc-Ta, (/) og A, som forklares nedenfor. Siden permanente hindere iborestrengen forårsaker refleksjonen, vil disse tre størrelsene holde seg konstant i tiden, og mange målinger kan bli midlet for å øke nøyaktigheten. Når de tre stør

reisene over er bestemt, kan man finne et estimat av den oppovergående støyen N^t). Deretter kan N^t) subtraheres fra R3(t) for å øke signal/støy-forholdetytterligere gjennom $3(t) = R3(t)-Nu(t). Den samme prosessen kan anvendes forde andre trykkomformernes signaler for å fjerne den reflekterte slampumpestøyen. De tre signalene som nå er korrigert for nedovergående og oppovergående slampumpestøy kan tidsforskyves og overlagres for å øke signal/støy-forholdetftu(0 = \$l(t + (Z3 - Zl) / K) + ^2(t + (Z2 - Zl) / K) + ^3(t)} / 3 .

[0078]Detaljer ved ett eksempel på hvordan å beregne de tre størrelsene Tc-Ta,</) og A vil nå bli beskrevet. Anta at det sanne MWD-slampulssignalet ved trykkomformer 606 er M3(t). Etter at den nedovergående slampumpestøyen er fjernet kan det korrigerte signalet ved 606 skrives som R3(t)=M3(t) + Nu(t), dvs. at det består av MWD-slampulssignalet og den reflekterte slampumpestøyen. Den nedovergående slampumpestøyen er funnet. Krysskorrelasjonsfunksjonen C3D(d) mellom det korrigerte signalet R3(t) og det estimerte signalet ND(t) er

m-l , _ _ , _ _

C3D(d') = , der j = k + d og der R3 og ND er mid

delverdiene for R3(t) og ND(t) beregnet over de aktuelle tidsvinduer. Krysskorrelasjonsfunksjonen C3D(d) har maksimum når d = (Tc-Ta)/Åt. Dersom krysskorrelasjonen beregnes mange ganger og resultatene midles, skulle det ikke være noen netto korrelasjon mellom den oppovergående støyen ^(r) og MWDslampulssignalet M3(t). Den nedovergående slampumpestøyen ND(t) og den oppovergående slampumpestøyen ^(r) vil imidlertid være korrelert. Refleksjons

iftl (C3D(d~)} , <

parametrene er gitt ved A-e v =—*-—^-.dert > angir gjennomsnitt over

mange målinger. Standardavviket til den nedovergående slampumpestøyen, aN,

1 lm-l _

beregnes ved aN =-J^(ND(ti+k)~ND)2 , dertidsvinduet svarer til det som gir

m-1 v=o

maksimumsverdien for C3D(d).

[0079]Figur 12 viser en fremgangsmåte for fjerning av reflektert, oppovergående slampumpestøy. Fremgangsmåten kan først omfatte det å frembringe trykksignaler fra flere steder, i trinn 1201. I ett eksempel kan trykksignalene omfatte ubehandlede trykkmålinger fra trykkfølere, for eksempel trykkomformere. I et annet eksempel kan trykksignalene omfatte korrigerte trykksignaler som er korrigert ved hjelp av én eller flere av korreksjonsmetodene beskrevet over. Den konkrete kilden for trykksignalene er ikke ment å begrense oppfinnelsen.

[0080] Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å beregne krysskorrelasjonsfunksjonen, i trinn 1202. I ett eksempel krysskorrelasjonsfunksjonen mellom trykksignalet og den tidligere beregnede nedovergående pumpestøyen. En slik krysskorrelasjonsfunksjon kan være på formen

m-l , _ _ ,

C3D(d)= R3(tk')-R3 • ND(tj)-ND . Maksimumsverdien for krysskorrela

£=o l J L

sjonsfunksjonen kan gjøre det mulig å bestemme tiden mellom da det nedovergående støysignalet passerte trykkføleren og da det reflekterte, oppovergående støysignalet passerte trykkføleren (f.eks. Tc-Ta). Beregningen av krysskorrelasjonsfunksjonen og dens maksimum kan gjøres mange ganger og resultatene bli midlet.

[0081]Deretter kan fremgangsmåten omfatte det å beregne standardavviket til den nedovergående støyen for tidsvinduet som svarer til maksimumsverdien for krysskorrelasjonsfunksjonen, i trinn 1203. Deretter kan fremgangsmåten omfatte det å beregne en refleksjonskoeffisient for slampumpestøyen, i trinn 1204. I ett eksempel gjøres dette ved å midle likningen A-é^ = (C3D^} over mange målinger.

[0082]Deretter kan fremgangsmåten omfatte det å gjenta prosessen overfor de flere trykkomformerne, i trinn 1205. Dette trinnet kan anvendes på flere trykkmålinger når flere enn ett trykksignal er innhentet. I andre eksempler kan dette trinnet være utelatt.

[0083]Fremgangsmåten kan deretter omfatte det å subtrahere den oppovergående slampumpestøyen fra trykksignalet, i trinn 1206. I ett eksempel kan den oppovergående slampumpestøyen subtraheres fra trykksignalet ved anvendelse av likningen ^3(r) = R3(t)~Ae1^-ND(t + Tc-Ta). I ett eksempel er trykksignalet et korri

gert trykksignal som er korrigert ved hjelp av én eller flere av metodene beskrevet her.

[0084]Deretter kan fremgangsmåten omfatte det å tidsforskyve og overlagre de flere trykksignalene for å finne det oppovergående MWD-signalet, i trinn 1207. I etteksempel kan tre korrigerte trykksignaler anvendes for å tidsforskyve og overlagre signalene. Spesielt kan de tre signalene tidsforskyves og overlagres med bruk av likningen ^(0 = |S,i(r + (Z3-zi)/K) + S’2(r + (Z2-zi)/K) + fe(r)p3. Fagmannen vilvære i stand til å sette opp likningerfor å tidsforskyve og overlagre flere eller færre enn tre trykksignaler.

[0085] Det finnes andre algoritmer for å skille og fjerne nedovergående signaler fra oppovergående signaler som kan anvendes for å øke MWD-signalets signal/støyforhold. For eksempel er forskjellige matematiske metoder utviklet for vertikal seismisk profilering (VSP) for å skille og fjerne nedovergående seismiske bølger fra reflekterte, oppovergående seismiske bølger. Se for eksempel kapittel 5 i "Vertical Seismic Profiling, Volum 14A", av Bob Hardage, Geophysical Press, London 1985 og "Vertical Seismic Profiling, Volum 14B", av N. Toksov og R. Stewart, Geophysical Press, London 1984. Ett eksempel erf-k-basert hastighetsfiltrering, der seismiske målinger tas ved et antall spesifikke dyp som funksjon av tid for å danne et todimensjonalt datasett som funksjon av dyp og tid, F(Z,t).

Figurene 8 og 9 illustrerer et tilsvarende todimensjonalt datasett med koordinater i rom og tid for trykkomformerne 602, 604 og 606. Ved f-k-basert filtrering anvendesda en todimensjonal fouriertransform på F(Z,t) for å oppnå et motsvarende datasett i frekvens- og bølgetallsrommet, dvs. . Figur 13 illustrerer det transformerte datasettet i (/,£)-rommet. Positive verdier for bølgetallet k svarer til nedovergående bølger og ligger i kvadranten 1302. Negative verdier for bølgetallet k svarer til oppovergående bølger og befinner seg i kvadranten 1301. I f-k-filtreringmultipliseres data i kvadranten 1302 med et veldig lite tall (f.eks. 0,001) for å redusere innvirkningen av nedovergående bølger. Den inverse fouriertransformen anvendes deretter på de modifiserte G(f,k) -dataene. Mesteparten av de nedovergående bølgene blir således fjernet fra det endelige datasettet i (ZJ)-rommet.Dersom noen frekvenser f er knyttet til støy (f.eks. slampumpestøy), kan da

punkter i G(J,k) svarende til disse frekvensene også bli multiplisert med et lite tall før den inverse fouriertransformen utføres. De korrigerte dataene i (ZJ)-rommetkan bli tidsforskjøvet (for oppovergående signaler) og midlet for å forsterke MWDslampulssignalet.

[0086]Andre metoder for vertikal seismisk profilering, så som for eksempel fjerning av multipler kan anvendes for å forsterke det oppovergående signalet 904. Med multipler menes flerrefleksjoner mellom to eller flere hindere. For eksempel kan et oppovergående MWD-pulssignal bli reflektert fra en endring i borestrengens innvendige diameter og danne et nedovergående signal. Dette kan igjen bli reflektert fra MWD-pulsatoren og skape et andre, tidsforsinket, oppovergående signal ellerekko. Tilsvarende kan flerrefleksjoner av støyen føre til støymultipler. For å fjerne eller redusere slike multipler kan man ha en forholdsvis eller hovedsaklig konstant innvendig diameter i borestrengen. Med andre ord kan de forskjellige borerørseksjoner og enheter være innrettet for å gi en hovedsaklig konstant innvendig diameter.

[0087]Figur 14 er en tverrsnittsskisse av et annet eksempel på hvordan én eller flere trykkomformere kan være anordnet inne i en borestreng. Eksempelet i figur 14 er realisert ved anvendelse av et toppdrevet rotasjonssystem 1400 sammen med en kabel 1402 i stedet for kablet borerørfor å anordne en trykkomformer 1404 inne i borerøret. Trykkomformeren 1404 kan senkes inn i borerøret via kabelen 1402 en lengde som plasserer trykkomformeren 1404 en kvart bølgelengde fra signalomformeren i standrøret (ikke vist). I drift passerer kabelen 1402 gjennom en pakning 1406 anordnet over en toppdrevet rotasjonsenhet 1408. Når det legges til en ny borerørseksjon, blir kabelen 1402 og trykkomformeren 1404 trukket opp til over det toppdrevne rotasjonssystemet 1400. Deretter, når den nye borerørseksjonen er på plass, blir trykkomformeren 1404 senket inn i borerøret. [0088]Kabelen 1402 og trykkomformeren 1404 kan bli senket noen hundre meter inn i borerøret, slik at en forholdsvis liten vinsj kan anvendes og kabelen 1402 og trykkomformeren 1404 således kan senkes eller trekkes opp forholdsvis raskt. [0089]Selv om eksempelet i figur 14 viser bruk av én enkelt trykkomformer, kan også flere trykkomformere eller følere utplasseres i et borerør ved anvendelse av en kabelgjennomføring tilsvarende den vist i figur 14. Spesielt kan en oppstilling av bitte små trykkomformere, for eksempel fiberoptiske trykkomformere anordnet i en

fiberoptisk kabel, ha en størrelse gjør at de kan føres gjennom en kabelgjennomføring og inn i en borestreng.

[0090]0ppfinnelsen kan anvendes med andre boremetoder som involverer slampulstelemetri. I foringsrør-boring anvendes foringsrør i stedet for borerørfor åoverføre fluider og mekaniske krefter mellom riggen og borekronen. MWDsystemet kan bli fjernet etter bruk mens foringsrøret etterlates og sementeres i borehullet. Trykkomformere som anordnes inne i foringsrør som anvender ledningskabel eller fiberoptisk kabel kan anvendes for å øke signal/støy-forholdet islampuls-telemetrisystemet. I kveilerørsboring (CTD - Coiled Tubing Drilling) er etkontinuerlig metallrør innledningsvis kveilet opp på en trommel og blir matet ut etter hvert som brønnen bores. Oppfinnelsen kan anvendes med CTD ved å anordne kabelbaserte eller fiberoptiske trykkomformere i den øvre delen av røret. [0091]Ved offshoreboring anvendes ofte stigerør for å returnere boreslammet og borespon til riggen. Stigerør består av rørseksjoner som omgir borerøret og er festet til utblåsningssikringen på havbunnen og koblet til riggen. En oppstilling av trykkomformere kan være anordnet på stigerøret i stedet at de befinner seg inne i borerøret eller er festet til borerøret. Disse trykkomformerne sender data til riggen gjennom kabelforbindelser eller med trådløse mekanismer så som elektromagnetiske eller akustiske bølger. De kan drives av batterier eller fra overflaten. Disse trykkomformerne måler trykket i ringrommet mellom borerøret og stigerøret. Den nedovergående støyen og de oppovergående MWD-slampulssignalene kan ogsåvære tilstede i det ringformede rommet mellom borerøret og stigerøret.

[0092]Følgelig, som angitt over i forbindelse med beskrivelsen av eksemplene i figurene 6-14, kan én eller flere trykkomformere bli plassert inne i en borestrengfor å forsterke borestreng-telemetrisignaler. Spesielt kan den ene eller de fleretrykkomformerne anvendes for betydelig å redusere innvirkningen av nedovergående støysignaler (f.eks. slampumpestøy og/eller annen riggstøy) på oppovergående telemetrisignaler (f.eks. MWD-signaler). I én utførelse danner én eller fleretrykkomformere anordnet langs en kablet borerørandel av en borestreng en trykkføler-rekke. Trykkomformerne kan være anordnet i en avstand fra hverandresom letter bruk av en adaptiv filtreringsteknikk. For eksempel kan trykkomformerne stå omtrent en kvart bølgelengde (dvs. en kvart bølgelengde for oppovergående MWD-signaler) fra hverandre for å muliggjøre eller lette bruk av en hastighets

filtreringsmetode eller vertikal seismiske profileringsmetode. Eventuelt kan trykkomformerne anordnes med en annen avstand fra hverandre, så som en halv bølgelengde, trekvart bølgelengde og multipler av dette, eller en annen avstand som velges basert på to eller flere telemetrifrekvenser som planlegges anvendt. Som beskrevet over kan en slik hastighetsbasert profileringsmetode anvendes for å estimere nedovergående støy (f.eks. fra en slampumpe), som da kan anvendes for å korrigere (f.eks. ved subtraksjon) trykksignalene mottatt fra trykkfølerne. De korrigerte trykkfølersignalene kan da tidsforskyves og overlagres (f.eks. midles) for å frembringe, for eksempel, et forsterket (f.eks. med økt signal/støy-forhold) oppovergående MWD-signal. I tillegg kan også slampumpestøy og annen riggstøysom reflekteres fra hindere og forplanter seg oppover bli detektert og i hovedsak fjernes.

[0093] I eksempelene på borestreng-telemetrisystemer beskrevet her, som foreksempel anvender både slampulstelemetri og kablet borerørfor å muliggjøre kommunikasjon mellom MWD-verktøyene og overflateutstyr, kan støykanselleringssystemene og -metodene beskrevet her i forbindelse med figurene 6-14 anvendes for å bedre (dvs. øke) signal/støy-forholdet til de oppovergående telemetrisignalene. Et bedret eller økt signal/støy-forhold for de oppovergående telemetrisignalene muliggjør økt datahastighet for slambaserte borestrengtelemetrisystemer og/eller kan gjøre det mulig å øke det anvendbare dypet for et slambasert borestreng-telemetrisystem.

[0094]Videre, i systemer som anvender kablet borerør og slampulstelemetri, ved svikt av det kablede borerøret nedenfor trykkomformerne, kan det kablede borerøret likevel anvendes som kommunikasjonsmedium for trykkomformerne, som i sin tur kan anvendes på måtene over for å forbedre kommunikasjonen ved hjelp av slampuls-telemetrisystemet. Enda videre kan systemene og fremgangsmåtenefor reduksjon, undertrykkelse eller kansellering av støy beskrevet i forbindelse med figurene 6-14 være spesielt nyttige for å oppnå høye kommunikasjonshastigheter ved borestrengtelemetri uten å måtte anvende kablet borerør over hele borestrengens lengde. Med andre ord kan man anvende et slampuls-telemetrisystem,og dets datahastighet kan økes når det anvendes sammen med støykanselleringsmetodene og -systemene beskrevet her i forbindelse med figurene 6-14. Merspesifikt trenger kun en øvre del av borestrengen som omfatter én eller flere trykk

omformere, bestå av kablet borerørfor å gjøre det mulig for trykkomformerne å kommunisere med overflateutstyr. En slik utførelse kan for eksempel være spesielt fordelaktig i forbindelse med dypvannsbrønner.

[0095]Selv om oppfinnelsen er beskrevet å detektere og i hovedsak fjerne nedovergående støy for å øke signal/støy-forholdet til et oppovergående signal, kansamme fremgangsmåte anvendes for å øke signal/støy-forholdet til et nedovergående signal. For eksempel er det noen ganger nødvendig å sende et signal fra overflaten til MWD-systemet. Slike nedlink-overføringer anvendes for å endredatainnsamlingsmodus for MWD-systemet eller for å endre retningen til et styrbartboresystem. Medlinken kan skapes ved å generere trykkpulser ved overflaten som detekteres av MWD-systemet. En oppstilling av trykkomformere kan være fordeltmellom forskjellige MWD-verktøy, og signalene kan bli behandlet på tilsvarendemåte som beskrevet for opplink-overføringene. Med en nedlink kan støykildennedihulls være MWD-slampulssignalet. Hastighetsfiltrering kan anvendes for åestimere og fjerne slampulssignalet og for å forsterke signalet sendt fra overflaten. Prosesseringen kan skje i MWD-systemet.

[0096] Man vil forstå fra den foregående beskrivelsen at eksemplene på systemer og fremgangsmåter beskrevet her kan modifiseres i forhold til de konkrete utførelsesformene som er vist. For eksempel kan kommunikasjonsforbindelsene beskrevet her være kabelbaserte eller trådløse. Trykket målt ved enheten 700 kan bli sendt til overflaten som digital eller analog informasjon. Eksemplene på anordninger beskrevet her kan bli manuelt og/eller automatisk aktivert eller betjent til å utføre de ønskede operasjonene. Denne aktiveringen kan bevirkes som ønsket og/eller skje basert på genererte data, detekterte forhold og/eller resultater fra nedihullsoperasjoner. Andre algoritmer som skiller oppovergående og nedovergående bølger kan også anvendes i oppfinnelsen. For eksempel behandles her hastigheten som konstant, uavhengig av frekvens. Det er imidlertid mulig å modifisere algoritmen til å omfatte tilfeller der hastigheten avhenger av frekvensen. Den endelige prosesseringen er beskrevet som utført i en datamaskin på overflaten; prosesseringen kan imidlertid skje i enheten 700 nedihulls, og de behandlede resultatene bli sendt til overflaten.

Claims (35)

PATENTKRAV

1. Fremgangsmåte for signalbehandling, omfattende det å: tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler (242a, 602)) og en andre

trykkføler (242b, 604) i en avstand fra hverandre i et boresystem (10); og anvende en algoritme for å skille de nedovergående bølgene fra de opp

overgående bølgene;

hvor det å anvende en algoritme for å skille de nedovergående bølgene fra de oppovergående bølgene omfatter det å:

bestemme hastigheten til trykksignaler i en brønnboring (30);

tidsforskyve og overlagre trykksignaler (1004) fra i hvert fall den første trykkføleren (242a, 602)) og den andre trykkføleren (242b, 604)) for å bestemme et nedovergående støysignal; og

subtrahere det nedovergående støysignalet (1005) fra i hvert fall signalet fra den første trykkføleren (242a, 602); og

hvor det å bestemme hastigheten til signaler i brønnboringsfluidet omfatter det å: bestemme minst én krysskorrelasjonsfunksjon (1003) mellom signalene fra i

hvert fall den første trykkføleren (242a, 602) og den andre trykkføleren (242b, 604) for nedovergående bølger;

bestemme en maksimumsverdi forden minst ene krysskorrelasjonsfunksjonen; og

bestemme hastigheten til signalene i brønnboringsfluidet basert på en maksimumsverdi forden minst ene krysskorrelasjonsfunksjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å:

subtrahere det nedovergående støysignalet fra signalet fra i hvert fall den andre trykkføleren (242b, 604); og

tidsforskyve og overlagre i hvert fall signalet fra den første trykkføleren (242a, 602) og signalet fra den andre trykkføleren (242b, 604) for å frembringe det oppovergående datasignalet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der:

det å tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler og en andre trykkføler omfatter det å tilveiebringe den første trykkføleren (602), den andre trykkføleren (604) og en tredje trykkføler (606), og der:

det å tidsforskyve og overlagre i hvert fall signalet fra den første trykkføleren (602) og signalet fra den andre trykkføleren (604) for å bestemme et nedovergående støysignal omfatter det å tidsforskyve og overlagre signalene fra den første (602), andre (604) og tredje trykkføleren (606); og der:

det å subtrahere det nedovergående støysignalet fra i hvert fall signalet fra den første trykkføleren (602) omfatter det å subtrahere det nedovergående støysignalet fra signalene fra den første (602), andre (604) og tredje trykkføleren (606).

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der:

det å tidsforskyve og overlagre signalene fra den første (602), andre (604) og tredje trykkføleren (606) for å bestemme det nedovergående støysignalet gjøres med bruk av følgende likning:

Nd(t) = {51(0 + S2(t + (Z2 - zi) / v) + Si(t + (Z3 - zi) / k)} / 3 ; og

det å subtrahere det nedovergående støysignalet fra signalene fra den første (602), andre (604) og tredje trykkføleren (606) gjøres med bruk av følgende likningen

7?i(0 = ^i(0-^(0>

7?2(0 = 52(0 - Nd (t + (Z2 - ZI) / V) ,

7?3(O = 53(0 - Nd (t + (Z3 - ZI) / V) .

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å sende trykksignaler fra i hvert fall den første (242a, 602) og den andre trykkføleren (242b, 604) til et sted på overflaten.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, der trykksignalene sendes gjennom én av et kablet borerør, et elektromagnetisk telemetriverktøy (448), en ledningskabel, en fiberoptisk kabel og en trådløs kommunikasjonsanordning.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der det oppovergående datasignalet omfatter et MWD-signal.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der:

krysskorrelasjonsfunksjonen omfatter:

m-l , _ _ ,

ci2(t/) = ^ si(tk)-si • S2(tj)-S2 ; og

det å bestemme hastigheten til signaler i brønnboringsfluidet omfatter det å løse for V, ved anvendelse av maksimumsverdien for krysskorrelasjonsfunksjonen og følgende likning:

d-Åt = (Z2-Zl)/V.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å bestemme minst én krysskorrelasjonsfunksjon mellom i hvert fall den første trykkføleren (602) og den andre trykkføleren (604) for nedovergående bølger omfatter det å:

bestemme en krysskorrelasjon mellom signalene fra den første trykkføleren (602) og den andre trykkføleren (604);

bestemme en krysskorrelasjon mellom signalene fra den første trykkføleren (602) og en tredje trykkføler (606); og

bestemme en krysskorrelasjon mellom signalene fra den andre trykkføleren (604) og den tredje trykkføleren (606).

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler (242a, 602) og en andre trykkføler (242b, 604) i en avstand fra hverandre i et boresystem (10), omfatter det å:

anordne en kabelført anordning inne i boresystemet,

der den kabelførte anordningen omfatter den i hvert fall første trykkføleren (242a, 602) og andre trykkføleren (242b, 604).

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å tilveiebringe en første trykkføler og en andre trykkføler i en avstand fra hverandre i et boresystem omfatter det å:

anordne en fiberoptisk anordning inne i boresystemet,

der den fiberoptiske anordningen omfatter den i hvert fall første trykkføleren og en andre trykkføler.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å tilveiebringe i hvert fall en første trykkføler og en andre trykkføler i en avstand fra hverandre i et boresystem, omfatter det å:

anordne den første trykkføleren (602), den andre trykkføleren (604) og en tredje trykkføler (606) inne i én av en borestreng og et foringsrør.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å anvende en algoritme for å skille de nedovergående bølgene fra de oppovergående bølgene omfatter det å anvende fk-baserte prosesseringsmetoder.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, der det å anvende f-k-baserte prosesseringsmetoder omfatter det å anvende en fouriertransform på signaler fra i hvert fall den første trykkføleren(602) og den andre 604) trykkføleren fra rom og tid til data i frekvens- og bølgetallsrom.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, der dataene i frekvens- og bølgetallsrommultiseres med faktorer for å generere et redusert datasett der minst én av en amplitude og en frekvens for nedovergående bølger forbundet med støy minimeres.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, videre omfattende det å anvende en invers fouriertransform på det reduserte datasettet for å transformere datasettet tilbake til rom og tid.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der de nedovergående bølgene omfatter støy og de oppovergående bølgene omfatter et datasignal.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der de nedovergående bølgene omfatter et datasignal og det oppovergående signalet omfatter én av støy og et andre datasignal.

19. Kommunikasjonssystem for borebrønner, omfattende:

flere trykkfølere (242a, 242b,602, 604, 606) anordnet i en avstand fra hverandre inne i et boresystem (10) langs en strømningsvei for borefluid hvor hver føler er anordnet minst hundre meter i avstand fra hverandre og kommuniserbart koblet til et overflatesystem (402); og

et slampuls-telemetrisystem (200) anordnet inne i et nedihullsverktøy.

20. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, videre omfattende:

en seksjon av kablet borerør kommuniserbart koblet til overflatesystemet (402);

der de flere trykkfølerne er kommuniserbart koblet til den kablede borerørseksjonen.

21. Kommunikasjonssystem ifølge krav 20, der de flere trykkfølerne er anordnet inne i tilhørende enheter og der de respektive enhetene er sammenkoblet inne i en seksjon av kablet borerør i borestrengen (14).

22. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne er kommuniserbart koblet til overflaten av én valgt fra et elektromagnetisk telemetrisystem (448), et kabelsystem, et fiberoptisk system og et trådløst kommunikasjonssystem.

23. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne er anordnet inne i én valgt fra et borerør, et foringsrør, et stigerør og et kveilerør.

24. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne står i en avstand fra hverandre på mellom en kvart bølgelengde og trekvart bølgelengde for frekvensen til et kommunisert signal.

25. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne står i en avstand fra hverandre på omtrent en kvart bølgelengde for frekvensen til et kommunisert signal.

26. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne er anordnet på en kabelanordning som er anordnet inne i boresystemet (10).

27. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne er anordnet på en fiberoptisk anordning som er anordnet inne i boresystemet (10).

28. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne er anordnet nedenfor én av et rotasjonsrør eller et toppdrevet rotasjonssystem (1408).

29. Kommunikasjonssystem ifølge krav 28, der de flere trykkfølerne er anordnet i et borerør.

30. Kommunikasjonssystem ifølge krav 19, der de flere trykkfølerne omfatter tre eller flere trykkfølere.

31. Fremgangsmåte for fjerning av reflektert, oppovergående slampumpestøy for nedihullskommunikasjon, omfattende det å:

oppnå et første korrigert trykksignal og et nedovergående støysignal fra i hvert fall en første trykkføler;

beregne en krysskorrelasjonsfunksjon mellom det første korrigerte trykksignalet og det nedovergående støysignalet for i hvert fall den første trykkføleren;

beregne standardavviket til det nedovergående støysignalet;

beregne en refleksjonskoeffisient for det nedovergående støysignalet fra standardavviket til det nedovergående støysignalet;

beregne det reflekterte, oppovergående støysignalet fra refleksjonskoeffisienten for det nedovergående støysignalet, og

subtrahere det reflekterte, oppovergående støysignalet fra det første korrigerte trykksignalet.

32. Fremgangsmåte ifølge krav 31, der krysskorrelasjonsfunksjonen omfatter:

m-l , _ _ .

C3D(d) = £ ([ W) - *3] • [ (tj) - Nd ]};

der det å beregne en refleksjonskoeffisient for det nedovergående støysignalet omfatter det å midle følgende likning over flere målinger:

(C3.O(ri)) .

der det å subtrahere det reflekterte, oppovergående støysignalet gjøres med bruk av følgende likning:

^3(0 = R3(t) - Ae^ -N^t + Tc- Ta); og

hvor C3D(cf) representerer krysskorrelasjonsfunksjonen, R3(tk) representerer det første korrigerte trykksignalet ved tiden U, Rs representerer et gjennomsnittlig korrigert trykksignal, NoC;) representerer det nedovergående støysignalet ved tiden ty, No representerer et gjennomsnittlig nedovergående støysignal, Ae^ representerer refleksjonskoeffisienten for det nedovergående støysignalet, <jn representerer standardavviket til det nedovergående støysignalet, ) representerer et gjennomsnitt over flere målinger, Ae^-Noit+Tc-Ta) representererdet reflekterte, oppovergående støyginalet; R3(f) representerer det første korrigerte trykksignalet, og &3(f) representerer et to ganger korrigert trykksignal.

33. Fremgangsmåte ifølge krav 31, der det å beregne standardavviket til det nedovergående støysignalet gjøres innenfor et tidsvindu som svarer til en maksimumsverdi for krysskorrelasjonsfunksjonen.

34. Fremgangsmåte ifølge krav 31, der det å subtrahere et reflektert, oppovergående støysignal fra det første korrigerte trykksignalet frembringer et første, to ganger korrigert trykksignal, og videre omfattende det å:

frembringe et andre korrigert trykksignal og et nedovergående støysignal fra en andre trykkføler;

beregne en krysskorrelasjonsfunksjon mellom det andre korrigerte trykksignalet og det nedovergående støysignalet for den andre trykkføleren;

beregne standardavviket til det nedovergående støysignalet fra den andre trykkføleren;

beregne en refleksjonskoeffisient for slampumpestøy ved den andre trykkføleren;

subtrahere et oppovergående støysignal ved den andre trykkføleren fra det andre korrigerte trykksignalet for å oppnå et to ganger korrigert andre trykksignal; og

tidsforskyve og overlagre det første, to ganger korrigerte trykksignalet og det andre, to ganger korrigerte trykksignalet.

35. Fremgangsmåte for kommunikasjon i borebrønner, omfattende det å:

oppnå signaler som representerer trykkmålinger over tid ved en første trykkføler, en andre trykkføler og en tredje trykkføler anordnet inne i et boresystem;

bestemme en krysskorrelasjonsfunksjon mellom signalene fra den første trykkføleren og den andre trykkføleren for et nedovergående støysignal;

bestemme en krysskorrelasjonsfunksjon mellom signalene fra den andre trykkføleren og den tredje trykkføleren for det nedovergående støysignalet;

bestemme en maksimumsverdi for hver krysskorrelasjonsfunksjon;

bestemme hastigheten til signalene i brønnboringsfluidet basert på maksimumsverdiene for krysskorrelasjonsfunksjonene;

tidsforskyve og overlagre signalene fra den første, andre og tredje trykkføleren for å bestemme et nedovergående støysignal;

subtrahere det nedovergående støysignalet fra signalet fra den første, andre og tredje trykkføleren for å oppnå et første korrigert trykksignal, et andre korrigert trykksignal og et tredje korrigert trykksignal;

beregne en krysskorrelasjonsfunksjon mellom det korrigerte trykksignalet og det nedovergående støysignalet for første, andre og tredje korrigerte trykksignaler;

beregne standardavviket til det nedovergående støysignalet;

beregne en refleksjonskoeffisient for det nedovergående støysignalet;

beregne det reflekterte, oppovergående støysignalet,

subtrahere det oppovergående støysignalet fra det korrigerte trykksignalet for den første, andre og tredje føleren for å oppnå et to ganger korrigert første trykksignal, et to ganger korrigert andre trykksignal og et to ganger korrigert tredje trykksignal; og

tidsforskyve og overlagre det to ganger korrigerte første trykksignalet, det to ganger korrigerte andre trykksignalet og det to ganger korrigerte tredje trykksignalet for å oppnå et oppovergående datasignal.