NO823380L - Measuring systems. - Google Patents
Measuring systems.Info
- Publication number
- NO823380L NO823380L NO823380A NO823380A NO823380L NO 823380 L NO823380 L NO 823380L NO 823380 A NO823380 A NO 823380A NO 823380 A NO823380 A NO 823380A NO 823380 L NO823380 L NO 823380L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signal
- data
- pump
- drilling fluid
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 105
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 75
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 52
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 31
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims description 21
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 12
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 10
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 7
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 6
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 5
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 108010083687 Ion Pumps Proteins 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Measurement Of The Respiration, Hearing Ability, Form, And Blood Characteristics Of Living Organisms (AREA)
- Paper (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By The Use Of Chemical Reactions (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører systemer for data-■ overføring ved borehulls-telemetri eller systemer for måling under boring. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen et.system for måling under boring hvor data blir overført fra instrumentet nede i borehullet ved. hjelp av trykkpulseringer i borefluidet i borestrengen til jordoverflaten. Oppfinnelsen er rettet' på et apparat.for filtrering av data som.er ført fra utstyr nede i borehullet til jordoverflaten ved hjelp av trykkpulseringer The present invention relates to systems for data transmission by borehole telemetry or systems for measurement during drilling. More particularly, the invention relates to a system for measurement during drilling where data is transmitted from the instrument down in the borehole by. using pressure pulsations in the drilling fluid in the drill string to the earth's surface. The invention is directed at an apparatus for filtering data that is carried from equipment down the borehole to the surface of the earth by means of pressure pulses
i borefluidet, for å fjerne forstyrrende pulseringer fra dataene som inntreffer på grunn av sirkulasjonspumpen for borefluidet. in the drilling fluid, to remove disturbing pulsations from the data that occur due to the circulating pump for the drilling fluid.
I oljeindustrien og- andre industrier hvor borehull bores, har det lenge vært behov for et system for telemetri eller måling under boring for å oppnå sanntids-data fra bunnen av borehullet etter hvert som' det bores. De parametriske omgivelses-tilstandene i nærheten av borkronen kan gi meget verdifull informasjon som er nyttig ved boringen.av borehullet. Spesielt er denne informasjonen til stor hjelp når det gjelder å gjøre den beste bruk av utstyr og mannskap som er nødvendig for boring av et borehull. Det er utviklet fire grunnleggende- typer systemer for komunikasjon.og.overføring av disse data fra bunnen av borehullet til'jordoverflaten. Disse, systemene omfatter overføring av dataene ved hjelp av elektromagnetiske metoder, systemer med isolerte ledere, akkustiske, metoder dg trykkpuls-modulasjon av borefluidet eller slammet. Hvert av disse systemene har sine fordeler og ulemper, og det spesielle systemet som foreliggende oppfinnelse vedrører, anvender metoden med trykkpulser i slammet. In the oil industry and other industries where boreholes are drilled, there has long been a need for a system for telemetry or measurement during drilling to obtain real-time data from the bottom of the borehole as it is drilled. The parametric environmental conditions in the vicinity of the drill bit can provide very valuable information that is useful during the drilling of the borehole. In particular, this information is of great help when it comes to making the best use of the equipment and crew required to drill a borehole. Four basic types of systems have been developed for communication and transmission of this data from the bottom of the borehole to the earth's surface. These systems include transmission of the data using electromagnetic methods, systems with insulated conductors, acoustic methods such as pressure pulse modulation of the drilling fluid or mud. Each of these systems has its advantages and disadvantages, and the particular system to which the present invention relates uses the method of pressure pulses in the sludge.
Et system hvor måling under boring som benytter.pulsering av slammtrykket som en teknikk for overføring av data, er utsatt for interferens forårsaket av andre trykkpulseringer i strømningsbanen for borefluidet. Hovedkilden for disse interfererende trykkpulseringene er sirkulasjonspumpen (eller pumpene) for borefluidet eller slammet. Denne sirkulasjonspumpen inneholder flere stempler, ventiler og andre mekaniske kompo-nenter som ikke bare beveger borefluidet gj ennom. bores trengen , men som skaper trykkpulseringer som representerer støy eller .interferens'med hensyn til de trykkpulseringer som frembringes av senderen i utstyret for måling under boring. Fordi systemet for måling under boring bruker borefluidet som en bane for-dataoverføring,- er støy eller trykkinterferenser uønsket. Støyen eller interferensen i trykkpulsene som frembringes av sirkulasjonspumpen for borefluidet, kan være av en slik størrel-se .at den i betydelig grad vil maskere eller skjule dataene frå utstyret for måling under boring med mindre den blir skikkelig fjernet av det datamottagende utstyr på jordoverflaten. Under-søkelser av denne støyen eller interferensen har vist at beskaffenheten av den interferens som frembringes av en spesiell sirkulasjonspumpe for borefluidum,. ikke er.uniform og vil variere mellom.pumpetyper, pumpefabrikater og selv mellom identiske pumper på en spesiell borerigg. Dé karakteristiske trykkpulseringene for en spesiell pumpe vil også forandre-seg med pumpens arbeidshastighet. På denne bakgrunn har man observert at hvis et støy- eller interferens-filter skal være effektivt til filtrering eller fjerning av disse trykkpuls-interferenser, må det kunne romme de foranderlige forhold mellom installasjoner og'spesielt utstyr for å være egnet for kommersiell drift, og det må være praktisk å tilpasse foranderlige tilstander som kan inntreffe på en spesiell borerigg. Det er følgelig et formål med denne oppfinnelsen å løse det ovenfor beskrevne problem-og tilveiebringe'et filtreringssystem for å fjerne denne støyen eller interferensen fra borefluidet eller slamstrømmen. A system where measurement during drilling that uses mud pressure pulsation as a data transfer technique is subject to interference caused by other pressure pulsations in the flow path of the drilling fluid. The main source of these interfering pressure pulsations is the circulation pump (or pumps) for the drilling fluid or mud. This circulation pump contains several pistons, valves and other mechanical components that not only move the drilling fluid through. is drilled, but which creates pressure pulsations which represent noise or 'interference' with respect to the pressure pulsations produced by the transmitter in the equipment for measurement during drilling. Because the system for measurement during drilling uses the drilling fluid as a path for data transfer, noise or pressure interference is undesirable. The noise or interference in the pressure pulses produced by the circulation pump for the drilling fluid can be of such a magnitude that it will significantly mask or hide the data from the equipment for measurement during drilling unless it is properly removed by the data receiving equipment on the surface of the earth. Investigations of this noise or interference have shown that the nature of the interference produced by a special circulation pump for drilling fluid. is not uniform and will vary between pump types, pump makes and even between identical pumps on a particular drilling rig. The characteristic pressure pulsations for a particular pump will also change with the pump's operating speed. On this background, it has been observed that if a noise or interference filter is to be effective in filtering or removing these pressure pulse interferences, it must be able to accommodate the changing conditions between installations and special equipment in order to be suitable for commercial operation, and it must be practical to accommodate changing conditions that may occur on a particular drilling rig. It is therefore an object of this invention to solve the above described problem and provide a filtering system to remove this noise or interference from the drilling fluid or mud flow.
Et. filtreringsapparat for pumpestøy i et 'system for måling under boring omfatter i en utførelsesform en adaptiv estimator med et lager som anvender samplinger av trykk- og hastighets-målinger tatt fra borefluid-strømmen i en sekvens som er'avhengig av syklisk drift av slampumpen. Signaler som er funksjon av disse trykkmålingene, blir lagret og så fjernet fra de fortsatte trykksignal-målingene i en rekkefølge som er korrelert med pumpens sykliske drift for å fjerne denne støyen eller interferensen fra de avfølte data før de føres til en del av målesystemet som omfatter en mottager, en prosessor og en frem-visningsanordning. De lagrede signaldata blir oppdatert med hver pumpesyklus for å justere dataene med forandrede pumpestøy-. tilstander.. One. filtering apparatus for pump noise in a system for measurement during drilling comprises in one embodiment an adaptive estimator with a storage that uses samples of pressure and velocity measurements taken from the drilling fluid flow in a sequence that is dependent on cyclic operation of the mud pump. Signals that are a function of these pressure measurements are stored and then removed from the continued pressure signal measurements in an order that is correlated with the cyclic operation of the pump to remove this noise or interference from the sensed data before it is fed to a part of the measurement system that includes a receiver, a processor and a display device. The stored signal data is updated with each pump cycle to adjust the data with changing pump noise. conditions..
Et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et apparat for kansellering' av pumpestøy som overvinner den forannenvte ' vanskelighet. Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveie bringe et appårat for kansellering eller filtrering av pumpe-. støy i et' system for måling under boring, som har en adaptiv estimator som selektivt vil gjenkjenne beskaffenheten og stør-relsen av trykkpuls-påvirkninger fra en sirkulasjonspumpe for borefluid eller en slampumpe på en borerigg, og som innbefatter andré.kretser som selektivt vil fjerne denne påvirkningen frå de trykkmodulerte data i systemet for måling under boring, hvilke trykkmodulerte data blir tilveiebrakt fra borefluid-strømmen under overføringen av disse data til jordoverflaten. An object of the invention is to provide an apparatus for canceling pump noise which overcomes the aforementioned difficulty. Another object of the invention is to provide an apparatus for canceling or filtering pump-. noise in a system for measurement during drilling, which has an adaptive estimator which will selectively recognize the nature and magnitude of pressure pulse influences from a circulation pump for drilling fluid or a mud pump on a drilling rig, and which includes other circuits which will selectively remove this influence from the pressure-modulated data in the system for measurement during drilling, which pressure-modulated data is provided from the drilling fluid flow during the transmission of this data to the earth's surface.
Ytterligere et annet formål med den; foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe et apparat for kansellering av pumpe-støy som vil tilpasse seg foranderlige pumpestøy- eller inte.r-' fereris-forhold for å tilveiebringe hovedsakelig kontinuerlig mottagelse av data som overføres fra et følerinstrument for måling under boring til tilordnet mottagnings- og behandlings-utstyr på jordoverflaten. Forskjellige andre formål, fordeler og trekk ved denne oppfinnelsen vil fremgå for fagfolk på området fra.deri. følgende beskrivelse som er gitt i forbindelse med tegningene, der: Another purpose of it; present invention is to provide an apparatus for canceling pump noise which will adapt to changing pump noise or interference conditions to provide substantially continuous reception of data transmitted from a sensing instrument for measurement during drilling to an assigned receiving and treatment equipment on the earth's surface. Various other objects, advantages and features of this invention will become apparent to those skilled in the art from here on. the following description given in connection with the drawings, where:
Figur 1 er en skjematisk og billedmessig representasjon av.et.apparat for måling under boring, hvilket apparat benytter en overførihgsteknikk som bygger på slamtrykk-modulasjon og er installert i et borehull. Figur 2 er et skjema over mottagnings- og støyfiltrerings-apparatkretsen for den foreliggende oppfinnelse, hvor en enkelt slampumpe anvendes. Figur 3 er et mer detaljert skjema over filterkretsen i støyfiltrerings-apparatet i henhold til oppfinnelsen. Figur 4 er et detaljert skjema over en adaptiv estimatorkrets som kan brukes i forbindelse med oppfinnelsen, og Figure 1 is a schematic and pictorial representation of an apparatus for measurement during drilling, which apparatus uses a transfer technique based on mud pressure modulation and is installed in a borehole. Figure 2 is a diagram of the receiving and noise filtering apparatus circuit for the present invention, where a single mud pump is used. Figure 3 is a more detailed diagram of the filter circuit in the noise filtering apparatus according to the invention. Figure 4 is a detailed diagram of an adaptive estimator circuit that can be used in connection with the invention, and
figur 5 er et skjema over støyfiltrerings-apparatkretsen for bruk i den foreliggende oppfinnelse når flere slampumper benyttes. Figure 5 is a diagram of the noise filtering apparatus circuit for use in the present invention when multiple slurry pumps are used.
Det følgende er en diskusjon og beskrivelse av foretrukne spesielle utførelsespumper av filtreringsapparatet for pumpe-støyen i henhold til oppfinnelsen under henvisning til tegnin-ene; hvor de samme henvisningstall blir brukt for å indikere de samme eller lignende deler og/eller konstruksjoner. Man vil forstå at denne diskusjonen og beskrivelsen ikke er ment å, be grense rammen for oppfinnelsen. The following is a discussion and description of preferred particular embodiment pumps of the filtering apparatus for the pump noise according to the invention with reference to the drawings; where the same reference numerals are used to indicate the same or similar parts and/or constructions. It will be understood that this discussion and description is not intended to limit the scope of the invention.
Oppfinnelsen kan være innbefattet i et borehulls-system for måling under boring som illustrert på figur 1. Som vist blir systemet brukt sammen med konvensjonelt boreutstyr hvor én borestreng 10 sammensatt av segmenter med borerør>som har en borkrone 12 ved den nedre enden, blir brukt til å bore et.borehull 14 gjennom en jordformasjon 16. Apparatet.for måling under boring omfatter minst én føler 18 i den nedre del av borestrengen 10 for å avføle en fysikalsk parameter for de geofysiske borehulls-omgivelsene.Føleren 18 kan for eksempel være en orienteringsanordning for å avføle retningen og. hell-ningen av den tilgrensende del av borehullet, eller den kan være en eller flere andre anordninger som brukes til å måle temperatur, trykk, vekten på borkronen, eller en rekke.andre parametre som- det kan være nyttig å kjenne. The invention may be embodied in a borehole system for measurement during drilling as illustrated in Figure 1. As shown, the system is used in conjunction with conventional drilling equipment where one drill string 10 composed of segments of drill pipe having a drill bit 12 at the lower end is used to drill a borehole 14 through an earth formation 16. The apparatus for measurement during drilling comprises at least one sensor 18 in the lower part of the drill string 10 to sense a physical parameter for the geophysical borehole surroundings. The sensor 18 can for example be a orienting device to sense the direction and. the slope of the adjacent part of the borehole, or it may be one or more other devices used to measure temperature, pressure, the weight of the drill bit, or a number of other parameters which it may be useful to know.
Informasjon eller data fra føleren 18 blir tilført en sender 20 i borestrengen 10. Disse data blir så av senderen 20 overført til jordoverflaten. Senderen 20 i denne type system Information or data from the sensor 18 is supplied to a transmitter 20 in the drill string 10. This data is then transmitted by the transmitter 20 to the earth's surface. The transmitter 20 in this type of system
for måling under boring er en innretning som er kjent på området,, for å kode data fra føleren 18 til trykkpulseringer i ■ borefluidet eller slammet som befinner seg inne i borestrengen 10. Disse trykkpulseringene utbrer seg gjennom borefluidet eller slammet oppover fra sitt- opprinnelsespunkt ved senderen for measurement during drilling is a device that is known in the field, for coding data from the sensor 18 to pressure pulsations in ■ the drilling fluid or the mud which is located inside the drill string 10. These pressure pulsations propagate through the drilling fluid or the mud upwards from its point of origin at the transmitter
.20 til overflateutstyret hvor trykkpulseringene blir avfølt av en trykkføler 22 og hastigheten på borefluidet blir avfølt av-en hastighets føler 23. Trykkføleren 22 og hastighetsføleren 23 er begge forbundet med det indre, av en ledning 24 gjennom hvilken borefluidet eller slammet passerer. Denne ledningen 24 er en del av strømningssløyfen mellom slampumpen 26 og en svivei-forbindelse 27 ved den øvre- ende av borestrengen 10. Trykkf øle-, ren 22 og hastighetsføleren 23 er elektrisk tilkoblet en mottager '28 som blir brukt til å trekke ut de informasjonsbærende data fra målingene som tas fra slammet i slamstrømnings-ledningen 24.. ' Apparatet for filtrering eller kansellering av puirpestøy i henhold til oppfinnelsen vil normalt befinne seg inne i mottageren 28 i systemet for måling under boring. Fra mottageren 28 blir dataene sendt til et databehandlings- og fremvisnings-apparat .30 som er innrettet for matematisk manipulering, ytterligere behandling og fremvisning av.dataene på en ønsket og .20 to the surface equipment where the pressure pulsations are sensed by a pressure sensor 22 and the speed of the drilling fluid is sensed by a speed sensor 23. The pressure sensor 22 and the speed sensor 23 are both connected to the interior by a line 24 through which the drilling fluid or mud passes. This line 24 is part of the flow loop between the mud pump 26 and a swingway connection 27 at the upper end of the drill string 10. The pressure sensor 22 and the speed sensor 23 are electrically connected to a receiver 28 which is used to extract the information-bearing data from the measurements taken from the mud in the mud flow line 24.. The apparatus for filtering or canceling puirpes noise according to the invention will normally be inside the receiver 28 in the system for measurement during drilling. From the receiver 28, the data is sent to a data processing and display device 30 which is arranged for mathematical manipulation, further processing and display of the data in a desired and
nyttig form, slik som en visuell representasjon, en registre-ing på magnetbånd eller et trykt dokument. useful form, such as a visual representation, a recording on magnetic tape or a printed document.
SirkuTasjonspumpen 26 for borefluidet er hovedkilden for den støy eller interferens som man skal forsøke å fjerne ved hjelp av apparatet ifølge oppfinnelsen. For den vanlige drift på et oljefelt er denne pumpen av stempeltypen méd enten to eller tre stempler.. Ganske mange av disse pumpene ér enkelt-virkende, noen av dem kan imidlertid være dobbeltvirkende pumper. I begge tilfeller blir fluidumsstrømmen inn og ut av pumpene styrt av tilbakeslagsventiler. Den normale drift av disse The circulation pump 26 for the drilling fluid is the main source of the noise or interference which one must try to remove with the aid of the device according to the invention. For normal operation on an oil field, this pump is of the piston type with either two or three pistons. Quite a few of these pumps are single-acting, some of them may, however, be double-acting pumps. In both cases, the flow of fluid into and out of the pumps is controlled by non-return valves. The normal operation of these
. pumpene vil frembringe en meget høy trykkildé for borevæsken . the pumps will produce a very high pressure source for the drilling fluid
med en betydelig strømningshåstighet ved vanlige boreoperasjo-ner, noe. som er velkjent på området. På grunn av den frem- og tilbake-gående beskaffenheten til disse pumpene og deres bruk av tilbakeslagsventiler, frembringer de trykkpulseringer i slamstrømmen. Beskaffenheten og karakteristikkene til disse pulseringene påvirker både slammets trykk og hastighet og ut-, strekningen av denne virkningen avhenger av den spesielle fysikalske konstruksjon av den spesielle fysiske konstruksjonen av den spesielle pumpen. Mari har funnet at disse pulseringene eller fluktuasjonene i borefluidet er sykliske i. forhold til pumpens slag,.og at dette frembringer et syklisk eller perio-disk trykkpulserings-mønster i borefluidet, hvilket detekteres, ved.hj<f>elp av trykkføleren 22 i ledningen 24 for borefluidum. Disse pulseringene påvirker også borefluidets hastighet,og denne.påvirkningen blir detektert ved hjelp av hastighetsføleren 23. Slampumperi 26 er utstyrt med. en pumpeslag-føler for å muliggjøre overvåkning av pumpens slag ved et forutbestemt' punkt innenfor dens pumpesyklus. Denne pumpeslag^føleren.omfatter en avføllngsinnretning 2 9 som er mekanisk montert ved pumpen og anordnet for å avføle pumpens posisjon ved et jevnt opptredende intervall i pumpens slagsyklus for å tilveiebringe data for korrelering av trykkpulssyklusen til borevæsken. Utgangen fra pumpeslag-følerens avfølingsinnretning 29 er koblet til en mottager 28. with a significant flow rate during normal drilling operations, something. which is well known in the field. Because of the reciprocating nature of these pumps and their use of check valves, they produce pressure pulsations in the mud flow. The nature and characteristics of these pulsations affect both the pressure and velocity of the mud and the extent of this effect depends on the particular physical construction of the particular physical construction of the particular pump. Mari has found that these pulsations or fluctuations in the drilling fluid are cyclical in relation to the stroke of the pump, and that this produces a cyclical or periodic pressure pulsation pattern in the drilling fluid, which is detected with the help of the pressure sensor 22 in line 24 for drilling fluid. These pulsations also affect the speed of the drilling fluid, and this influence is detected by means of the speed sensor 23. The mud pump 26 is equipped with. a pump stroke sensor to enable monitoring of the pump's stroke at a predetermined point within its pumping cycle. This pump stroke sensor comprises a sensing device 29 mechanically mounted to the pump and arranged to sense the position of the pump at a regularly occurring interval in the pump stroke cycle to provide data for correlating the pressure pulse cycle to the drilling fluid. The output from the pump stroke sensor's sensing device 29 is connected to a receiver 28.
Figur 2 viser skjematisk én ufførelsesform av kretsen for filtrering ellér kansellering av pumpestøy ifølge oppfinnelsen iform av et blokkskjema. 'De bølgeformene som er vist ved forskjellige deler av figur 2, indikerer formen åv de forskjellige signaler ved de forskjellige deler av apparatet.. Pumpen 26 har sin pumpeslag-føler koblet til en tidskrets 3-2. Utgangssignalet fra pumpeslag-føleren er en rekke'adskilte pulser i en sekvens som tilsvarer pumpens slag slik at tidskretsen 32 kan bruke dette pumpeslag-signalet til å generere et signal som re-spons på de gjentatte slagene til sirkulasjonspumpen 26 for borefluidet. Utgangen fra tidskretsen 32 er vist som en fir-kantbølgé. Trykkf øleren 2.2 og hastighetsføleren•23 sørger begge for en kontinuerlig avføling av henholdsvis trykk- og. hastighets-pulseririgene i strømningsledningen 24 for borefluidet. Når systemet for måling under boring er i drift,- er utgangssignalet fratrykkføleren 22 og hastighetsføleren 23 representative for de kombinerte trykkpulseringer i senderen for måling '. .under boring og de trykkpulseringer som stammer fra sirkulasjonspumpen 26, fordi begge disse er tilstede i strømningsled-ningen 24 for borefluidet. Bølgeformene for begge disse signalene inneholder noen toppér som er betydelig høyere enn.andre, be største toppene er representative for positive trykkpulser fra pumpen 26. Andre topper i denne bølgeformen kan muligens antas å komme fra senderen for måling under boring. Spesiell korrelasjon og identifikasjon av disse data ved bare en visuell undersøkelse, er imidlertid lite effektiv og unøyaktig. Signalet fra trykkføleren 22 blir sammen med signalet fra hastig-hetsføleren 2 3 dirigert inn i en kombineringskrets 25. Kombineringskretsen 2 5 sørger for å kombinere begge inngangssignale-ne til et enkelt utgangssignal. Mer spesielt virker kombineringskretsen 25 til å subtrahere datasignalet fra hastighets-føleren 23 fra' datasignalet fra trykkføleren 22. Fordi de målte bølgeformene av disse to målte parametre er like, er datasignalet som er et resultat av subtraksjonen, en bearbeidet eller, forbedret representasjon av trykkmålingsdataene med visse hastighetsavhengige forstyrrelser eller støy fjernet. Denne kombinerings- eller subtraksjons-prosessen forbedrer vanligvis signal/støy-forholdet for trykkdatasignalet. Fordi utgangen fra kombineringskretsen 25 er et fremhevet eller støyredusert trykkdatasignal, vil det i det følgende bli. referert til som trykkfølerdata-, eller trykkføler-signalet. Trykkfølersignalet fra kombineringskretsen 25 blir levert til inngangen på en adaptiv estimatorkrets 34 samt til en subtraksjonskrets 36. • Utgangen fra den adaptive estimatorkretsen 34 blir også dirigert til subtraksjonskretsen 36. Figure 2 schematically shows one embodiment of the circuit for filtering or canceling pump noise according to the invention in the form of a block diagram. The waveforms shown at different parts of Figure 2 indicate the shape of the different signals at the different parts of the apparatus. The pump 26 has its stroke sensor connected to a timing circuit 3-2. The output signal from the pump stroke sensor is a series of separate pulses in a sequence corresponding to the pump stroke so that the timing circuit 32 can use this pump stroke signal to generate a signal in response to the repeated strokes of the circulation pump 26 for the drilling fluid. The output from timing circuit 32 is shown as a square wave. The pressure sensor 2.2 and the speed sensor•23 both ensure continuous sensing of pressure and. the velocity pulses in the flow line 24 for the drilling fluid. When the system for measurement during drilling is in operation, the output signal from the pressure sensor 22 and the speed sensor 23 is representative of the combined pressure pulsations in the transmitter for measurement. .during drilling and the pressure pulsations originating from the circulation pump 26, because both of these are present in the flow line 24 for the drilling fluid. The waveforms for both of these signals contain some peaks that are significantly higher than others, the largest peaks being representative of positive pressure pulses from the pump 26. Other peaks in this waveform can possibly be assumed to come from the downhole measurement transmitter. However, special correlation and identification of these data by just a visual examination is inefficient and inaccurate. The signal from the pressure sensor 22 is routed together with the signal from the speed sensor 2 3 into a combining circuit 25. The combining circuit 2 5 ensures that both input signals are combined into a single output signal. More specifically, the combiner circuit 25 operates to subtract the data signal from the speed sensor 23 from the data signal from the pressure sensor 22. Because the measured waveforms of these two measured parameters are similar, the data signal resulting from the subtraction is a processed or, enhanced representation of the pressure measurement data with certain speed-dependent disturbances or noise removed. This combination or subtraction process usually improves the signal-to-noise ratio of the pressure data signal. Because the output from the combining circuit 25 is an enhanced or noise-reduced pressure data signal, it will be in the following. referred to as the pressure sensor data, or pressure sensor signal. The pressure sensor signal from the combination circuit 25 is delivered to the input of an adaptive estimator circuit 34 and to a subtraction circuit 36. • The output from the adaptive estimator circuit 34 is also directed to the subtraction circuit 36.
Den adaptive estimatorkretsen er koblet for å motta utgangen fra tidskretsen 32, for å motta det fremhevede trykkfølersignalet fra kombineringskretsen 25 og tilveiebringe en • utgang som- blir matet til subtraksjonskretsen 36. Den adaptive es timatorkretsen 34 ér forsynt med kretser for å lagre, data som er representative for spesielle deler av trykkføler-signalet fra kombineringskretsen 25 i overensstemmelse med pumpeslagene og i korrelasjon med utgangssignalet fra tidskretsen 32..Inn-gangssignalet til den adaptive estimatorkretsen 34 blir delt ien , rekke trykkdata-samplingssegmenter mellom like deler av hvert pumpeslag-intervall. I løpet av hvert trykkdata-samplingsseg-' ment blir de fremhevede trykkfølerdata samplet og lagret i den adaptive estimatorkretsen 34. For hvert slag av pumpen (et pumpeslag-intervall) blir således en rekke samplinger av det fremhevede trykkføler-signalet tatt (en i hvert trykk-samplingssegment) . Etterhvert som disse' samplinger av trykkdataene ■ blir akkumulert, kan den lagrede eller representative verdien i den adaptive estimatorkretsen forandres med hvert gjentatt slag av pumpen. Dette gjøres for å gjøre det mulig for de data som er lagret i den adaptive estimatorkretsen, å følge nøye pumpens drift og således romme forandrede driftsbetingelser. Denne adaptive estimatorkretsen 34 utfører funksjonen' til et kommutativt følgefilter som er innrettet til å anslå den til-nærmede verdi av den følgende datasampling. i hvert trykk-samplingssegment ved å holde tilbake summen av tidligere slike veiede verdier og'modifisere eller justere denne verdien slik åt den tilsvarer en ny datasampling i løpet av det spesielle trykk-samplingssegment for hvert pumpeslag-intervall.. The adaptive estimator circuit is connected to receive the output of the timing circuit 32, to receive the emphasized pressure sensor signal from the combiner circuit 25 and provide an • output which is fed to the subtraction circuit 36. The adaptive estimator circuit 34 is provided with circuitry to store, data which are representative of particular parts of the pressure sensor signal from the combiner circuit 25 in accordance with the pump strokes and in correlation with the output signal from the timing circuit 32. The input signal to the adaptive estimator circuit 34 is divided into a series of pressure data sampling segments between equal parts of each pump stroke interval . During each pressure data sampling segment, the highlighted pressure sensor data is sampled and stored in the adaptive estimator circuit 34. Thus, for each stroke of the pump (a pump stroke interval), a number of samples of the highlighted pressure sensor signal are taken (one in each pressure-sampling segment) . As these samples of the pressure data are accumulated, the stored or representative value in the adaptive estimator circuit may change with each repeated stroke of the pump. This is done to enable the data stored in the adaptive estimator circuit to closely follow the pump's operation and thus accommodate changed operating conditions. This adaptive estimator circuit 34 performs the function of a commutative tracking filter which is adapted to estimate the approximate value of the following data sampling. in each pressure sampling segment by retaining the sum of previously such weighted values and modifying or adjusting this value to correspond to a new data sampling during that particular pressure sampling segment for each pump stroke interval.
Denne adaptive estimatorkretsen 34 omfatter et lager som This adaptive estimator circuit 34 comprises a storage which
.sørger for å holde tilbake en representativ verdi av dataene fra.trykkføleren. Dette lageret må være i stand til å tilpasse eller variere de tilbakeholdte data for å romme endrede data som er et resultat av driftsbetingelsene ved borehullet.. Vanligvis funksjonerer den adaptive estimatorkretsen 34 som en spesiell tilpasning av et filter som er vanlig kjent som et kommutativt-følgefilter. Et eksempel på en slik endret tilstand er en enkel forandring i pumpens arbeidshastighet som vil .takes care to retain a representative value of the data from the pressure sensor. This storage must be able to adapt or vary the retained data to accommodate changing data resulting from the operating conditions at the wellbore. Typically, the adaptive estimator circuit 34 functions as a special adaptation of a filter commonly known as a commutative- follow filter. An example of such a changed state is a simple change in the pump's working speed which will
påvirke pulsfrekvensen fra pumpeslag-føleren. ■ En annen forandring som kan påvirke pumpens try.kkpulskarakteristikker, vil være å heve borestrengen fra boreposisjonen slik at borkronen 12 istedet for å være ved bunnen av borehullet, er i en løftet affect the pulse frequency from the pump stroke sensor. ■ Another change that can affect the pump's pressure pulse characteristics would be to raise the drill string from the drilling position so that the drill bit 12, instead of being at the bottom of the borehole, is in a raised
posisjon en kort avstand over borehullets bunn. Dette er en tilstand som kari brukes for midlertidig sirkulasjon av borefluidet. position a short distance above the bottom of the borehole. This is a condition in which kari is used for temporary circulation of the drilling fluid.
Lageret i den adaptive estimatorkretsen 34 kan være. en lagerkrets av analog type eller det kan være en lagerkrets av digitaltype i avhengighet av. konstruktørens ønsker. Uansett hvilken type lagerkrets som brukes, er operasjonsparametrene de samme på grunn av den ønskede funksjon av denne del av apparatet. For å illustrere en spesiell lagerkonstruksjon, viser figurene 3 og 5 en.analog lagerkrets som kan brukes med apparatet og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Kretsen på figur 5 vil bli beskrevet mer detaljert etter beskrivelsen av figurene 1-3. . Vi.vender nå tilbake til beskrivelsen av figurene og 2, hvor subtraheringskretsen 36 er forskynt med en inngang fra kombineringskretsen 25 og en inngang fra. den adaptive'estimatorkretsen 34. Subtraheringskretsen 36 virker til å fjerne fra' trykkfølersignalet de deler som indikerer de trykkpulseringer som står i forbindelse med sirkulasjonspumpen 26 for borefluidum. Denne fjerning av de utvalgte deler av datasignalet fra trykkføler-signalet blir foretatt i korrelasjon med pumpesiage- . ne ved hjelp av .tidskretsen 32. Fjerning av disse deler av trykkføler-signalet blir gjort ved å subtrahere fra trykkføler-dataene en verdi som er representativ for de partier av trykkføler-dataene som opptrer i en repeterende, korrelerbar sekvens med pumpeslagene. Det resulterende signal fra denne subtraksjons- eller fjernings-prosessen bærér' informasjonsdataene fra senderen i apparatet for måling under boring, idet den forstyrrende påvirkning av sirkulasjonspumpen 26 for borefluidum hovedsakelig er fjernet. En bølgeform som er hovedsakelig representativ for dette signalet er vist på figur 2 mellom subtraheringskretsen 36 og 38. The storage in the adaptive estimator circuit 34 can be an analog type storage circuit or it may be a digital type storage circuit depending on. the constructor's wishes. Regardless of the type of storage circuit used, the operating parameters are the same due to the desired function of this part of the apparatus. To illustrate a particular bearing construction, Figures 3 and 5 show an analog bearing circuit that can be used with the apparatus and method according to the invention. The circuit in figure 5 will be described in more detail after the description of figures 1-3. . We now return to the description of the figures and 2, where the subtracting circuit 36 is provided with an input from the combining circuit 25 and an input from. the adaptive estimator circuit 34. The subtraction circuit 36 acts to remove from the pressure sensor signal those parts which indicate the pressure pulsations associated with the circulation pump 26 for drilling fluid. This removal of the selected parts of the data signal from the pressure sensor signal is carried out in correlation with the pump seal. using the timing circuit 32. Removal of these parts of the pressure sensor signal is done by subtracting from the pressure sensor data a value that is representative of the parts of the pressure sensor data that occur in a repetitive, correlative sequence with the pump strokes. The resulting signal from this subtraction or removal process carries the information data from the transmitter in the apparatus for measurement while drilling, the disturbing influence of the drilling fluid circulation pump 26 being largely removed. A waveform substantially representative of this signal is shown in Figure 2 between the subtractor circuits 36 and 38.
Komparatoren 38 utfører en sammenligningsfunksjon mellom utgangssignalet fra subtraheringskretsen 36 og en forutbestemt signalverdi for å eliminere falske eller uvedkommende deler av datasignalet før signalet tilføres mottageren, behandlings- og fremvisnings-anordningen for å redusere muligheten for feilak-tige data. Komparatoren 38 omfatter en krets som sammenligner verdien av datasignalet med en forutbestemt ,verdi eller et område av verdier (etter, brukerens ønske), og fra dette signalet frembringer komparatoren et utgangs.signal som indikerer og som tidvis kan korreleres med datasignalet som er: representativt for de deler av datasignalet s6m oppfyller, kriteriene om at de er større enn' eller-innenfor et forutbestemt■område av verdier. En bølgeform som er representativ for utgangen fra komparatoren 38, er illustrert på figur 2. Det viste datasignalet fra komparatoren 38 er på en form som kan utnyttes av passende digi-.talt kodeutstyr og kretser for å fjerne og dekode.informasjons-datåené fra signalet. Avhengig .av det brukte apparat kan utgangen fra komparatoren 38 føres inn i en.dekodingsdel av mottageren eller" behandlingsanordhingen for ytterligere datamani-pulas jon., behandling, osv. The comparator 38 performs a comparison function between the output signal from the subtracting circuit 36 and a predetermined signal value to eliminate false or extraneous parts of the data signal before the signal is supplied to the receiver, processing and display device to reduce the possibility of erroneous data. The comparator 38 comprises a circuit which compares the value of the data signal with a predetermined value or a range of values (according to the user's desire), and from this signal the comparator produces an output signal which indicates and which can occasionally be correlated with the data signal which is: representative for those parts of the data signal that meet the criteria that they are greater than or within a predetermined range of values. A waveform representative of the output from the comparator 38 is illustrated in Figure 2. The data signal from the comparator 38 shown is in a form that can be utilized by suitable digital encoding equipment and circuitry to remove and decode informational data from the signal. . Depending on the apparatus used, the output of the comparator 38 may be fed into a decoding section of the receiver or processing device for further data manipulation, processing, etc.
Figur 3 viser i form av et blokkskjema en utførelsesform av den adaptive estimatorkretsen og subtraheringskrets-delene av denne oppfinnelsen. Pumpeslag-føleren 40 som er tilordnet sirkulasjonspumpen 26 for borefluidum, frembringer et pulset utgahgssignal som vist. Dette utgangssignalet blir matet inn i en bistabil vippekrets 42 som former signalet til en rektan-gulær, bølgeform som vist. Faselåsesløyfe-kretsen 44 mottar utgangen fra vippekretsen.42 og virker til å synkronisere dens utgangstidspulser med tidspulssignalet fra pumpeslag-f øleren 40,. slik at hver tidspuls fra vippekretsen 42; opptar et fast og kon-konstant tidsintervall i forhold til pumpeslag-syklusen. Utgangen fra faselåsesløyfen -44 blir koblet til en inngang på en Figure 3 shows in the form of a block diagram an embodiment of the adaptive estimator circuit and subtraction circuit parts of this invention. The pump stroke sensor 40 associated with the drilling fluid circulation pump 26 produces a pulsed output signal as shown. This output signal is fed into a bistable flip-flop circuit 42 which shapes the signal into a rectangular waveform as shown. The phase lock loop circuit 44 receives the output from the flip-flop circuit 42 and acts to synchronize its output timing pulses with the timing pulse signal from the pump stroke sensor 40. so that each time pulse from the flip-flop circuit 42; occupies a fixed and con-constant time interval in relation to the pump stroke cycle. The output of the phase lock loop -44 is connected to an input of a
adaptiv estimatorkrets 34 . adaptive estimator circuit 34 .
Kombineringskretsen 25 har sitt utgangssignal koblet til inngangen på en bufferforsterker 46 som virker til å tilpasse størrelsen av trykksignal-dataene for bruk av den adaptive estimatorkretsen og i andre deler av kretsen. En vanlig representativ bølgeform av dette datasignalet er illustrert, på figur 3 mellom kombineringskretsen 25 og bufferforsterkeren 46. The combiner circuit 25 has its output signal connected to the input of a buffer amplifier 46 which acts to adapt the size of the pressure signal data for use by the adaptive estimator circuit and in other parts of the circuit. A typical representative waveform of this data signal is illustrated in Figure 3 between the combiner circuit 25 and the buffer amplifier 46.
Det skal bemerkes at denne bølgeformen bare generellt er representativ for den bølgeform som kan opptre på dette sted. Den spesielle form av den typiske eller representative bølge- form vil variere i avhengighet av driftshastigheten til sirku-las jonspumpen for borefluidet, og også av det statiske trykket og hastigheten på'fluidet i fluidumledningen 24. ' Fordi denne bølgéformen er utsatt for enkelte forandringer i formen, vil den påvirke bølgeformutgangen fra addererkretsen 50.- De illustrer--te bølgeformene på figurene 2 og 3 skal betraktes som tilnær-mende eller representative eller illustrerende for de. virkelige bølgeformer som kan være tilstede ved virkelig praktisering•av den foreliggende oppfinnelse. It should be noted that this waveform is only generally representative of the waveform that may occur at this location. The particular form of the typical or representative waveform will vary depending on the operating speed of the circulation ion pump for the drilling fluid, and also on the static pressure and velocity of the fluid in the fluid line 24. Because this waveform is subject to certain changes in shape, it will affect the waveform output from the adder circuit 50. - The illustrated waveforms in Figures 2 and 3 are to be considered as approximate or representative or illustrative of them. actual waveforms that may be present in the actual practice of the present invention.
Den adaptive estimatorkretsen 34 er beskrevet ovenfor og-virker til- å forbehandle det datasignalet. som mottas fra bufferforsterkeren 46 under de trykksamplings-tidssegmentené som til-ordnes av tidskretsen, før det blir manipulert.. Den mottar signaler fra faselåsesløyfen 44 og fra bufferforsterkerén 46 og tilveiebringer et datasignal til inngangen på en inverter 48. The adaptive estimator circuit 34 is described above and serves to pre-process that data signal. which is received from the buffer amplifier 46 during the pressure sampling time segments assigned by the timing circuit, before it is manipulated. It receives signals from the phase lock loop 44 and from the buffer amplifier 46 and provides a data signal to the input of an inverter 48.
Subtraheringsdelen av denne kretsen er i denne utførelses-formen realisert ved hjelp av en inverteringsforsterker 48 som er sammenkoblet med en summeringsforsterkerkrets eller adderer 50. Inverteringsforstefkeren 4 8 inverterer eller forandrer for-tegnet på datasignalet fra den adaptive estimatorkretsen 34, slik at når det blir addert til datasignalet fra bufferforsterkeren 46, vil resultatet være en additiv fjerning eller.subtraksjon av de, representasjoner av de valgte trykkpulskarakteristik-ker som er lagret i lageret til den adaptive estimatorkretsen The subtraction part of this circuit is realized in this embodiment by means of an inverting amplifier 48 which is connected to a summing amplifier circuit or adder 50. The inverting amplifier 48 inverts or changes the sign of the data signal from the adaptive estimator circuit 34, so that when it is added to the data signal from the buffer amplifier 46, the result will be an additive removal or subtraction of the representations of the selected pressure pulse characteristics stored in the memory of the adaptive estimator circuit
34, fra trykksignalutgangen fra bufferforsterker 46. Den resulterende .datasignalutgangen fra addereren 50 kan være på en bølgeform som har en flerhet av veldefinerte topper,, som illustrert på figur 3. Dette resulterende datasignalet blir .så levert til komparatoren 38 for utvelgelse av utgangsdatasignålet ved å sammenligne det mottatte datasignalet med forutbestemte refereranseverdier, som beskrevet tidligere. 34, from the pressure signal output of buffer amplifier 46. The resulting data signal output from adder 50 may be in a waveform having a plurality of well-defined peaks, as illustrated in Figure 3. This resulting data signal is then supplied to comparator 38 for selection of the output data signal by comparing the received data signal with predetermined reference values, as described previously.
Et eksempel på en adaptiv estimatorkrets av analog type er vist på figur 4. Kretsen på figur 4 omfatter et lager av analog type og andre analoge anordninger for tilpasning til andre deler av kretsen i dette apparatet. Like elementer på figur 3 og: 4 har samme referansetall. Det . trykkpuls-avhengige datasignalet fra kombineringskretsen 25 blir levert til inngangen på bufferforsterker 46. Utgangen, fra bufferforsterkeren 46 blir delt i'en del som går.til inngangen på en inverter 48 og i en annen del som går til inngangen på det adaptive lageret eller det kommutative følgefilteret. Det adaptive lageret eller kommutative f ølgef ilte.ret har en rekke kondensatorer 52 koblet'i parallell mellom en samleledning 55 som fører utgangssignalet fra bufferforsterkeren 46 og en multiplekserkrets 54. Multiplekserkretsen 54 virker hovedsakelig som.en rekke brytere som; sørger for å koble kondensatorene '52, en om gangen, mellom jord og samleledningen 55 i rekkefølge med tidssignalene fra faselåsesløyfen 44. Multiplekserkretsen. 54 kan være en konven-sjonell integrert krets med en rekke multiplekserdeler som tilsvarer antallet trykksamplingssegmenter som blir utvalgt for oppdeling av pumpeslag-intervallét. Klokke- eller tidssekvens-inngangen til multiplekserkretsen. 54 er gjennom en flerhet av f6rbindelser fra faselåsesløyfen 44. For- hvert pumpeslag-intervall blir hver av rekken med kondensatorer i løpet av deres tilordnede del av pumpeslag-intervallét eller i løpet av deres tilordnede trykksamplingssegment av det intervallet, tilkoblet. H<y>er av kondensatorene er oppladet til en verdi som er tilnærmet lik verdien av datasignalet under det intervall hver av dem er tilkoblet. Oppladning av kondensatorene på denne måten tilveiebringer en langvarig middelverdi av datasignalvér-dien i løpet av trykksamplings-segméntin.tervallet, noe som er velkjent i- kommutative filtere. An example of an adaptive estimator circuit of analog type is shown in figure 4. The circuit of figure 4 comprises a storage of analog type and other analog devices for adaptation to other parts of the circuit in this apparatus. Similar elements in figure 3 and: 4 have the same reference number. That. the pressure pulse-dependent data signal from the combining circuit 25 is delivered to the input of the buffer amplifier 46. The output from the buffer amplifier 46 is divided into a part which goes to the input of an inverter 48 and into another part which goes to the input of the adaptive storage or the the commutative following filter. The adaptive storage or commutative filter has a series of capacitors 52 connected in parallel between a common line 55 which carries the output signal from the buffer amplifier 46 and a multiplexer circuit 54. The multiplexer circuit 54 acts mainly as a series of switches which; provides for connecting the capacitors '52, one at a time, between ground and busbar 55 in sequence with the timing signals from the phase lock loop 44. The multiplexer circuit. 54 may be a conventional integrated circuit with a number of multiplexer parts corresponding to the number of pressure sampling segments that are selected for dividing the pump stroke interval. The clock or time sequence input to the multiplexer circuit. 54 is through a plurality of connections from the phase lock loop 44. Before each pump stroke interval, each of the rows of capacitors during their assigned portion of the pump stroke interval or during their assigned pressure sampling segment of that interval are connected. H<y>'s of the capacitors are charged to a value approximately equal to the value of the data signal during the interval each of them is connected. Charging the capacitors in this way provides a long-term average of the data signal value during the pressure sampling segment interval, which is well known in commutative filters.
Utgangen fra dette adaptive lageret er via; samleledningen 55 til en forsterker 56. Utgangen fra forsterkeren -56 og utgangen fra inverteren 4 8 blir kombinert ved adderérén 50 (om-gitt, av strekede linjer), idet det sammensatte resulterende signalet blir øket ytterligere ved hjelp av en annen forsterker 58. Utgangen fra forsterker 58 blir koblet til inngangen på komparator 38 for sammenligning av det behandlede datasignalet med en forutbestemt verdi eller et område av verdier, som beskrevet, i det foregående. I de situasjoner hvor en rekke sir-kulas jonspumper -for borefluidum blir brukt i en borerigg som har et apparat for måling under boring, er det nødvendig å tilveiebringe en flerhet av kaskadekoblede pumpestøy-fUtrerende anordninger for selektivt å- fjerne støyen eller trykk- og hastighets-pulseri.ngspåvirkningen fra disse spesielle pumpene. The output from this adaptive warehouse is via; the bus 55 to an amplifier 56. The output of the amplifier 56 and the output of the inverter 48 are combined at the adder 50 (outlined, by dashed lines), the composite resulting signal being further increased by means of another amplifier 58. The output from amplifier 58 is connected to the input of comparator 38 for comparison of the processed data signal with a predetermined value or range of values, as described above. In those situations where a number of circulating pumps - for drilling fluid - are used in a drilling rig that has an apparatus for measurement during drilling, it is necessary to provide a plurality of cascaded pump noise filtering devices to selectively remove the noise or pressure and the speed pulsation effect from these special pumps.
Figur 5 illustrerer i form av et blokkskjema et slikt apparat for filtrering.av pumpestøy som er representativt for Figure 5 illustrates in the form of a block diagram such an apparatus for filtering pump noise which is representative of
■ det som kan anvendes for å filtrere pumpestøyen eller interfe-. rensen i trykkpulsdata for en borerigg som har to eller flere sirkulasjonspumper for borefluidum. Kretsen på figur 5 omfatter en trykkføler 60, en hastighetsføler 61a og en tilknyttet, kombineringskréts 63 som er.anordnet for å avføle trykksignal-dataene på en borerigg i strømningsledningen for borefluidet i et punkt mellom det sted hvor fluidumstrømning fra de flere slampumpenes strømningsledninger flyter sammen og det sted hvor denne kombinerte strømningen passerer inn i bores trengen.-Denne kretsen er vist med et par sirkulasjonspumper for borefluidum identifisert som en første pumpe 62 og en annen pumpe 64. I denne kretsen blir først virkningen av den første pumpen ■ what can be used to filter the pump noise or interference. the cleaner in pressure pulse data for a drilling rig that has two or more drilling fluid circulation pumps. The circuit in Figure 5 comprises a pressure sensor 60, a speed sensor 61a and an associated combination circuit 63 which is arranged to sense the pressure signal data on a drilling rig in the flow line for the drilling fluid at a point between where fluid flow from the several mud pump flow lines flow together and the place where this combined flow passes into the bore hole.-This circuit is shown with a pair of drilling fluid circulation pumps identified as a first pump 62 and a second pump 64. In this circuit, the action of the first pump is first
62 fjernet fra datasignalet, så blir virkningen fira den annen 62 removed from the data signal, then the effect will be four the other
pumpe 64 fjernet fra datasignalet. Den første pumpen 62 er forsynt med.en pumpeslag-tellerkrets som frembringer pumpeslag-tidssignaler til en første tidskrets 66. Data fra den første tidskretsen 66 og trykksignaldata fra kombineringskretsen 6 3 blir tilført et første adaptivt lager 68. Dette fluidumtrykk-datasignalet blir levert som en inngang til- en første adaptive estimatorkrets 68. Utgangen fra denne første adaptive estimatorkretsen 68 blir tilført en første subtraheringskrets 70 sam- '. mén med trykkfølersignalet fra kombineringskretsen 63. ■ Utgangen fra den første subtraheringskretsen 70 er hovédsake'lig trykksignaldataene fra.trykk- og hastighéts-kombineringskretsen 63 hvor virkningen av den første pumpen 62 er fjernet fra dette signalet. Disse data utgjør inngangen til den følgende del av kretsen som eliminerer eller filtrerer virkningen av den ' an-nen pumpe 64 . pump 64 removed from the data signal. The first pump 62 is provided with a pump stroke counter circuit which produces pump stroke timing signals to a first timing circuit 66. Data from the first timing circuit 66 and pressure signal data from the combiner circuit 63 are supplied to a first adaptive storage 68. This fluid pressure data signal is supplied as an input to a first adaptive estimator circuit 68. The output from this first adaptive estimator circuit 68 is supplied to a first subtraction circuit 70 together. with the pressure sensor signal from the combining circuit 63. ■ The output from the first subtracting circuit 70 is essentially the pressure signal data from the pressure and speed combining circuit 63 where the effect of the first pump 62 has been removed from this signal. This data constitutes the input to the following part of the circuit which eliminates or filters the action of the 'other pump 64'.
Den annen pumpe 64 er forsynt med en pumpeslag-tellerkrets hvis utgang frembringer sekvensielle pumpeslagdata til inngangen på en annen tidskrets 72. Utgangen fra den annen tidskrets 72 går til en inngang på en annen adaptiv estimator 74 sammen med en inngang fra den første subtraheringskretsen 70. Utgangen fra den annen adaptive estimatorkrets 74 er koblet til en inngang på en annen subtraheringskrets■ 76. En utgang fra den første subtraheringskrets 70 blir levert til den annen- subtraheringskrets 76. Utgangen fra den annen subtraheringskrets 76 har virkningen av trykk- og hastighets-pulsinterferensen fra. begge pumpene 62 og 64 fjernet eller-filtrert fra dataene, og disse data blir levert til komparator 78 for Sammenligning med et forutbestemt område av verdier som beskrevet ovenfor... Utgangen fra komparatoren 78 tilføres en datamottager, behandlings- og fremvisnings-anordning hovedsakelig som beskrevet i den foregående utførelsesform. The second pump 64 is provided with a pump stroke counter circuit whose output produces sequential pump stroke data to the input of another timing circuit 72. The output of the second timing circuit 72 goes to an input of another adaptive estimator 74 together with an input from the first subtraction circuit 70. The output of the second adaptive estimator circuit 74 is connected to an input of a second subtraction circuit 76. An output of the first subtraction circuit 70 is supplied to the second subtraction circuit 76. The output of the second subtraction circuit 76 has the effect of the pressure and velocity pulse interference from. both pumps 62 and 64 remove or filter from the data, and this data is supplied to comparator 78 for comparison with a predetermined range of values as described above... The output of comparator 78 is supplied to a data receiver, processing and display device essentially which described in the preceding embodiment.
Ved bruken og driften av filtreringsapparatet for pumpe-støy ifølge denne oppfinnelsen, ser man at denne utgjør en kombinasjon av apparater og kretser for hovedsakelig å fjerne støyen, eller interferensen som forårsakes av en sirkulasjons-, pumpe for borefluidum på en borerigg, i datakommunikasjons-médiet for et kommunikasjonssystem av typen med modulerte trykkpulser i et system for måling under boring. Oppfinnelsen kan brukes med kommunikasjonssystemer for modulert slamtrykk under anvendelse av positive eller negative signaltrykk og kontinuerlig bærebølge eller pulsmodulasjon. Selv om oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med et trykkpuls-modulert dataoverfø-ringssystem, vil man forstå at den også kan brukes i forbindelse med andre moduleringssysterner. På grunn av den adaptive estimatorkretsen vil dette apparatet tilpasse seg den spesielle ' pumpe og det spesielle pumpestøymiljøet på en spesiell borerigg. Det lageret som brukes i den adaptive estimatorkretsen kan også være enten av analog type eller av digital type i avhengighet av brukérens valg av utstyr. Apparatet kan brukes i forbindelse med installasjoner som har en enkelt pumpe eller installasjoner som har flere pumper. Fordi den adaptive estimatorkretsen blir styrt etter slagene til den tilhørende pumpen, er den i virkeligheten avstemt for å lagre•representas joner av det data-signalspektrum i hvilket trykkdatasignalet inneholdes. Når det lagrede signalet blir fjernet fra det fullstendige spekteret på en selektiv måte i samvirke med pumpeslagene, er det således anordnet for å fjerne en representasjon av den støy som skyldes pumpen. Fordi denne spesielle støyen er det som bidrar mest til støy eller interferens i dette trykkmediet, fjernes de uønskede deler av trykkpuls-datasignalet og derved filtreres i virkeligheten datasignalet slik at det lett og nøyaktig kan om-formes til.en brukbar digital eller analog form som er forenlig med behandlings- og registrerings-utstyret i systemer for måling under boring. In the use and operation of the filtering apparatus for pump noise according to this invention, it is seen that this constitutes a combination of apparatus and circuits to mainly remove the noise, or the interference caused by a circulation pump for drilling fluid on a drilling rig, in data communication the medium for a communication system of the type with modulated pressure pulses in a system for measurement during drilling. The invention can be used with communication systems for modulated mud pressure using positive or negative signal pressures and continuous carrier wave or pulse modulation. Although the invention is described in connection with a pressure pulse-modulated data transmission system, it will be understood that it can also be used in connection with other modulation systems. Because of the adaptive estimator circuit, this device will adapt to the particular pump and the particular pump noise environment on a particular drilling rig. The storage used in the adaptive estimator circuit can also be either of analog type or of digital type depending on the user's choice of equipment. The device can be used in connection with installations that have a single pump or installations that have several pumps. Because the adaptive estimator circuit is controlled by the strokes of the associated pump, it is actually tuned to store representations of the data signal spectrum in which the pressure data signal is contained. Thus, when the stored signal is removed from the full spectrum in a selective manner in conjunction with the pump strokes, it is arranged to remove a representation of the noise due to the pump. Because this particular noise is what contributes most to noise or interference in this pressure medium, the unwanted parts of the pressure pulse data signal are removed and thereby in reality the data signal is filtered so that it can be easily and accurately transformed into a usable digital or analogue form which is compatible with the processing and recording equipment in systems for measurement during drilling.
Selv om spesielle foretrukne utførelsesformer av oppfin- Although particular preferred embodiments of the invention
nelsen er blitt beskrevet i detalj i den.foregående beskrivelse, er beskrivelsen ikke ment å begrense oppfinnelsen til deri spesielle, form eller de spesielle utførelsesformer som er beskre-' vet, siden de bare skal ansees som illustrasjoner bg ikke be-grensninger, og for fagfolk på området eir det klart at oppfinnelsen ikke er begrenset på denne måten. For eksempel kan .det beskrevne analoge lageret være et digitalt lager forsynt med passende analog/digital-omformerkretser. Hvis det brukes et di^-gitalt lager, kan også omformingen fra et analogt signal til et nel has been described in detail in the preceding description, the description is not intended to limit the invention to the particular, form or the particular embodiments described therein, since they are to be considered only as illustrations bg not limitations, and for It will be clear to those skilled in the art that the invention is not limited in this way. For example, the analog storage described may be a digital storage provided with suitable analog/digital converter circuits. If a digital storage is used, the transformation from an analogue signal to a
■ digitalt signal foretas1 ved trykk- og hastighets-følerene og ved pumpeføleren om ønsket. ■ digital signal is made1 at the pressure and speed sensors and at the pump sensor if desired.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31949981A | 1981-11-09 | 1981-11-09 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO823380L true NO823380L (en) | 1983-05-10 |
Family
ID=23242495
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO823380A NO823380L (en) | 1981-11-09 | 1982-10-08 | Measuring systems. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0078906A3 (en) |
| JP (1) | JPS5886296A (en) |
| CA (1) | CA1188979A (en) |
| NO (1) | NO823380L (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10280739B2 (en) | 2014-12-05 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3428931C1 (en) * | 1984-08-06 | 1985-06-05 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Device for the remote transmission of information from a borehole to the surface of the earth during the operation of a drilling rig |
| US5146433A (en) * | 1991-10-02 | 1992-09-08 | Anadrill, Inc. | Mud pump noise cancellation system and method |
| US20030228333A1 (en) * | 2002-05-28 | 2003-12-11 | Fecht Cassandre Michelle | Substituted hydrocarbyl functional siloxanes for household, health, and personal care applications |
| US8004421B2 (en) | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US8629782B2 (en) | 2006-05-10 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using dual telemetry |
| US9958849B2 (en) | 2013-02-20 | 2018-05-01 | Schlumberger Technology Corporation | Cement data telemetry via drill string |
| US10502052B2 (en) | 2014-12-10 | 2019-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices and methods for filtering pump interference in mud pulse telemetry |
| CN115573695B (en) * | 2022-09-14 | 2024-04-26 | 成远矿业开发股份有限公司 | Automatic acquisition method and system for effective drilling data of drilling machine |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3714623A (en) * | 1971-06-08 | 1973-01-30 | Schlumberger Technology Corp | Memorizer |
| US4093923A (en) * | 1976-12-22 | 1978-06-06 | Shell Oil Company | Signal cancelling circuit |
| CA1124228A (en) * | 1977-12-05 | 1982-05-25 | Serge A. Scherbatskoy | Systems, apparatus and methods for measuring while drilling |
| GB2076968B (en) * | 1980-05-27 | 1984-08-15 | Dresser Ind | Fluid pressure pulse detection apparatus |
-
1982
- 1982-09-22 CA CA000411960A patent/CA1188979A/en not_active Expired
- 1982-09-23 EP EP82108792A patent/EP0078906A3/en not_active Withdrawn
- 1982-10-08 NO NO823380A patent/NO823380L/en unknown
- 1982-11-08 JP JP57195854A patent/JPS5886296A/en active Pending
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10280739B2 (en) | 2014-12-05 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS5886296A (en) | 1983-05-23 |
| EP0078906A3 (en) | 1984-09-12 |
| CA1188979A (en) | 1985-06-18 |
| EP0078906A2 (en) | 1983-05-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5146433A (en) | Mud pump noise cancellation system and method | |
| CN106089188B (en) | A kind of real-time minimizing technology of mud pulse signal pump noise | |
| US3747059A (en) | Electronic noise filter with means for compensating for hose reflection | |
| WO2007095111A1 (en) | System and method for measurement while drilling telemetry | |
| BRPI0707834A2 (en) | pulse pulse telemetry noise cancellation system and method | |
| NO342472B1 (en) | Electromagnetic telemetry device and method for minimizing cyclic or synchronous noise | |
| CN104343440B (en) | The detection method and system of mud pressure pulse signal | |
| NO823380L (en) | Measuring systems. | |
| US20140254322A1 (en) | Telemetry Coding and Surface Detection for a Mud Pulser | |
| US4692911A (en) | Methods and apparatus for reducing interfering effects in measurement while drilling operations | |
| US8942330B2 (en) | Interference reduction method for downhole telemetry systems | |
| EP0078907A2 (en) | Pump noise filtering apparatus for a borehole measurement while drilling system utilizing drilling fluid pressure sensing | |
| US3488629A (en) | Pressure wave noise filter with reflection suppression | |
| GB2446914A (en) | MWD Mud Pulse Telemetry Reflection Cancellation | |
| CN105041304B (en) | Pump impulse interfering signal removing method based on two-dimensional dct | |
| CN105041303B (en) | The pump impulse interfering signal removing method of drilling fluid following drill data transmission system | |
| US20140017092A1 (en) | Pump noise reduction and cancellation | |
| CN109751043A (en) | Pressure pulse coding/decoding system and method for strata pressure measurement while drilling tool | |
| Jianhui et al. | An effective approach for the noise removal of mud pulse telemetry system | |
| Liang et al. | The process of high-data-rate mud pulse signal in logging while drilling system | |
| CN110469326B (en) | Self-adaptive correlation filtering method | |
| CA1213666A (en) | Logging while drilling system signal recovery system | |
| US11561311B2 (en) | Simultaneous acquisition of distributed acoustic sensing for monitoring | |
| CN114183127B (en) | Method for reducing interference of mud pulse signals on drilling tool movement | |
| CN105631149B (en) | A method of the time difference is asked based on correlation |