NO131222B

NO131222B -

Info

Publication number: NO131222B
Application number: NO454070A
Authority: NO
Inventors: M R Foster; B J Patton
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1969-12-12
Filing date: 1970-11-26
Publication date: 1975-01-13
Also published as: NO131222C; CA941499A; DE2060152A1; NL7017993A; GB1316617A

Description

Denne oppfinnelse angår telemetrering av sig- This invention relates to the telemetry of sig-

naler i et fluidumsystem og er mer spesielt rettet mot en fremgangsmåte og et apparat for å redusere støy som skriver seg fra den øvre del av borehullet, i et signal som skriver seg fra den nedre del av borehullet i et boresystem som omfatter registre- nals in a fluid system and is more particularly directed to a method and an apparatus for reducing noise emanating from the upper part of the borehole, in a signal emanating from the lower part of the borehole in a drilling system comprising registers

ring under boring,, ring during drilling,,

Det har lenge vært erkjent at det er ønskelig It has long been recognized that it is desirable

å ha et system som er i stand til å måle boreparametre og/eller grunnformasjonsegenskaper nede i borehullet og å overføre disse til overflaten mens borearbeidet utføres0 Det har vært foreslått mange slike systemer og de blir vanligvis betegnet som systemer for registrering under boringe I systemer for registrering under to have a system that is able to measure drilling parameters and/or basic formation properties down the borehole and to transmit these to the surface while the drilling work is being carried out0 Many such systems have been proposed and they are usually referred to as systems for recording while drilling I systems for recording under

boring består et av hovedproblemene i å finne midler til å telemetrere den informasjon som vedrører den ønskete parameter eller egenskap fra et sted nede i borehullet til overflaten og å bringe denne til å ankomme i meningsfylt tilstand. drilling one of the main problems consists in finding means to telemeter the information relating to the desired parameter or property from somewhere down the borehole to the surface and to bring this to arrive in a meaningful state.

I denne forbindelse har det vært foreslått å telemetrere den ønskete informasjon ved hjelp av et kontinuerlig trykkbølgesignal som genereres i og bæres gjennom det slamsystem som normalt anvendes under rotasjonsboreoperasjoner. Trykkbølge-signalet som representerer en spesiell parameter blir generert i slammet nær borkronen ved hjelp av en genereringsanordning og bølgen forplanter seg opp gjennom slammet i hullet til en signaldetektor ved overflaten. Et system for registrering under boring som anvender denne telernetreringsteknikk er beskrevet i U.S. patent nr. 3 309 656 datert H. mars 1967. In this connection, it has been proposed to telemeter the desired information by means of a continuous pressure wave signal that is generated in and carried through the mud system that is normally used during rotary drilling operations. The pressure wave signal representing a special parameter is generated in the mud near the drill bit by means of a generating device and the wave propagates up through the mud in the hole to a signal detector at the surface. A system for recording while drilling using this remote sensing technique is described in U.S. Pat. patent no. 3 309 656 dated H. March 1967.

Systemer som utnytter det sirkulerende slam som medium for telemetrering har imidlertid åpenbare vanskeligheter på grunn av at hvilke som helst uvedkommende vibrasjoner, sjokk etc. i boreutstyret eller liknende normalt avstedkommer uønskete trykkbølger eller "støy" i slammet, hvilket i alvorlig grad kan forvrenge det ønskete signal som overføres i slammet på det tidspunkt. Denne støy kan stort sett klassifiseres enten som støy fra den nedre del av borehullet, dvs. støy som forplanter seg oppad fra en kilde nede i borehullet, eller støy fra den øv-re del av borehullet, dvs. støy som forplanter seg nedad fra sin kilde i den øvre del av borehullet. Begge disse typer støy i slammet innvirker på et signal som overføres gjennom slammet og begge må tas i betraktning under den endelige behandling av signalet. Foreliggende oppfinnelse innebærer behandling av et over-ført signal for å fjerne eller redusere innholdet av støy som skriver seg fra den øvre del av borehullet fra dette. However, systems that utilize the circulating mud as a medium for telemetry have obvious difficulties due to the fact that any extraneous vibrations, shocks etc. in the drilling equipment or the like normally give rise to unwanted pressure waves or "noise" in the mud, which can seriously distort the desired signal transmitted in the sludge at that time. This noise can be broadly classified either as noise from the lower part of the borehole, i.e. noise that propagates upwards from a source down in the borehole, or noise from the upper part of the borehole, i.e. noise that propagates downwards from its source in the upper part of the borehole. Both of these types of noise in the sludge affect a signal that is transmitted through the sludge and both must be taken into account during the final processing of the signal. The present invention involves processing a transmitted signal in order to remove or reduce the content of noise that is written from the upper part of the borehole from this.

Filtrering for å atskille signaler fra støy er blitt en meget anvendt teknikk. Optimalfilterteorien etter Wiener er blitt brukt for å gjenvinne seismiske signaler, og det kan eksempelvis henvises til "Design of Suboptimum Pilter Sys-tems for Multitrace Seismic Data Processing" av forfatterne Poster, Sengbush og Watson, i tidsskriftet Geophysical Prospec-ting, Vol. XIISnr. 2, 1964, sidene 173 —. 1915 som omhandler optimal filtrering av seismiske signaler under forhold hvor det ikke er noen forvrengning i forplantningsveien. U.S. patent nr. Filtering to separate signals from noise has become a widely used technique. The Wiener optimal filter theory has been used to recover seismic signals, and reference can be made, for example, to "Design of Suboptimum Filter Systems for Multitrace Seismic Data Processing" by the authors Poster, Sengbush and Watson, in the journal Geophysical Prospecting, Vol. XIISnr . 2, 1964, pages 173 —. 1915 which deals with optimal filtering of seismic signals under conditions where there is no distortion in the propagation path. U.S. patent no.

3 275 980 omhandler et brønn- eller boreregistreringsproblem som innbefatter en spesiell form for forvrengning. Foreliggende oppfinnelse går ut på filtrering av signaler fremkommet under registrering mens boring pågår, på liknende måte som omtalt i de nevnte littera-tursteder. 3,275,980 deals with a well or bore registration problem which involves a special form of distortion. The present invention is based on the filtering of signals produced during registration while drilling is in progress, in a similar way as discussed in the aforementioned literature.

I et annet kjent apparat (US-patent 3.302.457) blir In another known device (US patent 3,302,457) becomes

et antatt støysignal subtrahert fra det egentlige målte signal an assumed noise signal subtracted from the actual measured signal

(signal nedenfra pluss støy) som eksisterer i slamledningen, for (signal from below plus noise) that exists in the mud line, for

å gjenvinne det som man håper er nettopp signalet nedenfra. Hvis det eksisterer en feil i tier anvendte analoge kretser (som omfatter flere antatte eller forutsagte variable), må det bli vesentlige feil i det gjenvundne signal. Dette er ikke tilfelle ved forelig- to recover what one hopes is precisely the signal from below. If an error exists in the analog circuits used (involving multiple assumed or predicted variables), there must be significant errors in the recovered signal. This is not the case in case of

gende oppfinnelse hvor signalet, slik det fremgår av patentkravene, ing invention where the signal, as appears from the patent claims,

i virkeligheten blir målt i to forskjellige punkter og så behandlet og kombinert for effektivt å eliminere støyen ovenfra, mens det virkelige signal nedenfra blir tilbake for videre behandling. in reality is measured at two different points and then processed and combined to effectively eliminate the noise from above, while the real signal from below remains for further processing.

Endelig viser US-patent 3.555.504 et hydraulisk system for gjenvinning av et signal i et apparat for logging under boring, som omfatter to uttak i slamledningen. Disse to uttak måler ikke det akustiske trykk i slamledningen på disse punkter i motset- Finally, US patent 3,555,504 shows a hydraulic system for recovering a signal in an apparatus for logging during drilling, which comprises two outlets in the mud line. These two outlets do not measure the acoustic pressure in the sludge line at these points in contrast

ning til de to transduseranordninger som brukes ifølge foreliggende oppfinnelse, slik som angitt i patentkravene, men danner utelukkende passasjer fra slamledningen til et differensialtrykkmåleinstrument.Uttakene er ikke ekvivalente med da i foreliggende oppfinnelse anvendte transdusere da de ikke måler trykk og omdanner trykkmålingen til et tilsvarende elektrisk signal. Videre skal det påpekes at signalet nedenfra fra begge uttakspunkter ikke er tidsforskjøvet i forhold til hverandre, men overføres bare til et felles punkt ved hjelp av like forplantningsveier. Derfor finnes det her ingen kom-ponent som er ekvivalent med en anordning for behandling av de elektriske.trykkmålesignaler ved tidsforskyvning av det ene av disse signaler med en størrelse svarende til forplantningstiden for lyd i borefluidet fra den ene av transduseranordningene til den annen, slik som angitt i nærværende patentkrav. ning to the two transducer devices used according to the present invention, as stated in the patent claims, but form exclusively passages from the sludge line to a differential pressure measuring instrument. The outlets are not equivalent to the transducers used in the present invention as they do not measure pressure and convert the pressure measurement into a corresponding electrical signal. Furthermore, it should be pointed out that the signal from below from both take-off points is not time-shifted in relation to each other, but is only transmitted to a common point using the same propagation paths. Therefore, there is no component here that is equivalent to a device for processing the electrical pressure measurement signals by time shifting one of these signals with a size corresponding to the propagation time of sound in the drilling fluid from one of the transducer devices to the other, such as stated in the present patent claim.

Videre er det klart at US-patent 3.555.504 ikke viser noen anordning for faktisk behandling av støykomponentene ovenfra på Furthermore, it is clear that US patent 3,555,504 does not show any device for actually processing the noise components from above

noen som helst måte. Det blir bare anordnet veier med like store lengder som støyen kan forplante seg gjennom til motsatte sider av en differensialtrykkmåler hvor signalene hvis de er i fase, vil eliminere hverandre. ved foreliggende oppfinnelse skjer dat en positiv any way. Paths of equal lengths are only arranged through which the noise can propagate to opposite sides of a differential pressure gauge where the signals, if they are in phase, will cancel each other out. in the present invention, that happens a positive

og virkelig behandling av støyen ovenfra i systemet på en definert måte for å utbalansere støyen, nemlig i korthet ved først å måle støyen ovenfra i to punkter, og tidsforskyve den ene av målingene for å bringe støykomponentene i de to målinger til å overensstemme med hverandre, å invertere den ene av målingene for å forskyve støy-komponentene til 180° ut av fase med hverandre, og så å kombinere de to behandlede målesignaler for effektivt å utbalansere støyen ovenfra. and actually treating the noise from above in the system in a defined way to balance out the noise, namely, in short, by first measuring the noise from above at two points, and time-shifting one of the measurements to bring the noise components of the two measurements into agreement with each other, to invert one of the measurements to shift the noise components to 180° out of phase with each other, and then to combine the two processed measurement signals to effectively balance out the noise from above.

Nærmere bestemt angår således danne oppfinnelse en fremgangsmåte med tilhørende apparat for i vesentlig grad å redusere støy ovenfra fra et signal nedenfra i et system for registrering under boring, hvor signalet nedenfra har form av akustiske bølger som overføres i systemets borefluidum. Oppfinnelsen samt de nye og særegne trekk ved denne er fullstendig angitt i patentkravene. More specifically, the present invention thus relates to a method with associated apparatus for substantially reducing noise from above from a signal from below in a system for recording during drilling, where the signal from below takes the form of acoustic waves that are transmitted in the system's drilling fluid. The invention as well as the new and distinctive features of it are fully specified in the patent claims.

Den praktiske utførelse, virkemåten, og de resulterende fordeler ved denne oppfinnelse vil bli bedre forstått ved hjelp av den følgende beskrivelse i tilknytning til tegnin-gene på hvis figurer de samme henvisningsta11 refererer til sam- The practical implementation, operation, and resulting advantages of this invention will be better understood by means of the following description in connection with the drawings in whose figures the same reference characters refer to the same

me eller likeartete deler og hvor: me or similar parts and where:

Figur 1 er et skjematisk riss av en roterende boreanordning omfattende et system for registrering under boring og hvor apparatet ifølge foreliggende oppfinnelse inngår. Figure 1 is a schematic diagram of a rotary drilling device comprising a system for recording during drilling and which includes the device according to the present invention.

Figur 2 er et forstørret og mer detaljert riss Figure 2 is an enlarged and more detailed view

av foreliggende oppfinnelse slik den inngår på figur 1. of the present invention as included in Figure 1.

Figurene 3 og 4 viser idealiserte bølgeformer Figures 3 and 4 show idealized waveforms

som bidrar til forståelse av foreliggende oppfinnelse, og which contributes to the understanding of the present invention, and

figur 5 viser et forbedret filterarrangement. figure 5 shows an improved filter arrangement.

Figur 1 viser foreliggende oppfinnelse i tilknytning til en roterende boreanordning med et system eller apparat for registrering under boring inkorporert i anordningen. Figure 1 shows the present invention in connection with a rotary drilling device with a system or apparatus for registration during drilling incorporated in the device.

Et tårn 21 er anbrakt over en brønn 22 som er dannet i jorden A tower 21 is placed over a well 22 which is formed in the ground

eller grunnen 23 ved hjelp av roterende boring. En borestreng 24 or the ground 23 by means of rotary drilling. A drill string 24

er opphengt i brønnen eller borehullet og har en borkrone 27 ved sin nedre ende og en medbringerstang 28 ved sin øvre ende. En roterende tallerken 29 samvirker med medbringerstangen 28 til å dreie strengen 24 og borkronen 27. En svivelkobling 33 er festet is suspended in the well or borehole and has a drill bit 27 at its lower end and a driver rod 28 at its upper end. A rotating plate 29 cooperates with the drive rod 28 to rotate the string 24 and the drill bit 27. A swivel coupling 33 is attached

til den øvre ende av medbringerstangen 28 og denne kobling er på sin side opphengt ved hjelp av en krok 32 i en bevegbar blokk (ikke vist)0 Dette arrangement bærer ikke bare borstrengen 24 i arbeidsstilling i borehullet 22, men danner også en roterende forbindelse mellom kilden for sirkulerende borefluidum, såsom slam, og borestrengen 240 Det vil innsees at "slam" i denne beskrivelse er ment å omfatte slike fluida som normalt anvendes under rotasjonsboreoperasjoner0 to the upper end of the driver rod 28 and this coupling is in turn suspended by means of a hook 32 in a movable block (not shown)0 This arrangement not only carries the drill string 24 in working position in the borehole 22, but also forms a rotating connection between the source of circulating drilling fluid, such as mud, and the drill string 240 It will be understood that "mud" in this description is intended to include such fluids as are normally used during rotary drilling operations0

Pumpen 36 overfører boreslam fra en kilde, såsom en tank 34 eller liknende, gjennom en sjokk-eliminator 37 til slamledningen 380 Sjokk-eliminatoren 37 er innrettet til å redusere den pulserende virkning av pumpen 36 - det er velkjent på dette området» Slammet strømmer gjennom slamledningen 38, en fleksibel slange 39, svivelkoblingen 33, borestrengen 24 og trer ut gjennom åpninger (ikke vist) i borkronen 27 for så å tre ut i brønnen eller borehullet 22»Slammet sirkulerer så oppad og fører med seg boreavfall gjennom det ringformete rom mellom borehullet og borestrengen 24 til jordoverflaten 23o Ved overflaten er et brønnhode 41 festet til en f<5ring 39 som er sementert til borehullet 22. Et rør 42 er forbundet med fdrin-gen 39 for å returnere slammet til tanken 34. The pump 36 transfers drilling mud from a source, such as a tank 34 or the like, through a shock eliminator 37 to the mud line 380 The shock eliminator 37 is designed to reduce the pulsating effect of the pump 36 - it is well known in this field" The mud flows through the mud line 38, a flexible hose 39, the swivel coupling 33, the drill string 24 and exits through openings (not shown) in the drill bit 27 and then exits into the well or borehole 22» The mud then circulates upwards and carries drilling waste with it through the annular space between the borehole and the drill string 24 to the soil surface 23o At the surface, a wellhead 41 is attached to a casing 39 which is cemented to the borehole 22. A pipe 42 is connected to the casing 39 to return the mud to the tank 34.

Som skjematisk illustrert på figur 1 er en registrerings- og signalgenereringsanordning 46 plassert ved den nedre ende av borestrengen 24 nær borkronen 27. Anordningen 46 er fortrinnsvis av den type som er inngående beskrevet i U0S0 patent nr. 3 309 656, men det vil være klart at anordningen 46 kan være av hvilken som helst type som avføler en tilstand nede i borehullet og genererer et signal som representerer denne tilstand, og enten signalet er av analog eller digital art. Da en-kelthetene ved anordningen 46 ikke utgjør noen del av foreliggende oppfinnelse, vil bare en kort beskrivelse av anordningen 46 bli tatt med her. As schematically illustrated in Figure 1, a recording and signal generating device 46 is located at the lower end of the drill string 24 near the drill bit 27. The device 46 is preferably of the type that is described in detail in US Patent No. 3,309,656, but it will be clear that the device 46 can be of any type that senses a condition down in the borehole and generates a signal representing this condition, and whether the signal is of an analogue or digital nature. As the simplicity of the device 46 does not form any part of the present invention, only a brief description of the device 46 will be included here.

En trans duc er anordning som skjematisk er vist ved 47 avføler en tilstand nede i borehullet, for eksempel en trykkdifferanse over borkronen 27, og omdanner denne til et tilsvarende elektrisk signal. Dette elektriske signal blir på sin side påtrykket en styrekrets 48 som tillater at strøm fra en elektrisk strømkilde 49 driver en motor 50 med variabel hastighet i en hastighet som bestemmes av verdien av det elektriske signal. Motoren 50 er koblet til en roterende ventil 52 ved hjelp av en aksel. 51 slik at ventilen 52. roterer med en hastighet som bestemmes av hastigheten av motoren 50. Ventilen 52 vil avbryte strømmen av slam gjennom denne på slik måte at det i slammet blir generert et trykkbølgesignal som representerer den avfølte tilstand. Dette signal forplanter seg så oppad gjennom slammet i borestrengen 24- og blir detektert ved overflaten. En mer fullstendig beskrivelse både av konstruksjonen og virkemåten av den beskrevne anordning 46 er å finne i det nevnte U.S. patent nr. 3 309 656. Det skal her igjen for ordens skyld under-strekes at den ovenfor gitte beskrivelse av anordningen 46 utelukkende har til formål å illustrere denne og at andre typer av-følings- og signalgenereringsanordninger kan brukes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse uten å komme utenom rammen for denne. A transducer is a device schematically shown at 47 that senses a condition down in the borehole, for example a pressure difference across the drill bit 27, and converts this into a corresponding electrical signal. This electrical signal is in turn applied to a control circuit 48 which allows current from an electrical current source 49 to drive a variable speed motor 50 at a speed determined by the value of the electrical signal. The motor 50 is connected to a rotary valve 52 by means of a shaft. 51 so that the valve 52. rotates at a speed determined by the speed of the motor 50. The valve 52 will interrupt the flow of sludge through it in such a way that a pressure wave signal is generated in the sludge which represents the sensed state. This signal then propagates upwards through the mud in the drill string 24- and is detected at the surface. A more complete description of both the construction and operation of the described device 46 can be found in the aforementioned U.S. Pat. patent no. 3 309 656. It should be emphasized here again for the sake of clarity that the above description of the device 46 is solely intended to illustrate this and that other types of sensing and signal generation devices can be used in connection with the present invention without to get outside the scope of this.

I et slikt system som beskrevet ovenfor fore-kommer det vanskeligheter ved telemetrering av et meningsfylt signal fra genereringsanordningen nede i borehullet til overflaten på grunn av'!støy" som normalt er til stede i det sirkulerende fluidum. Denne støy er resultatet av uønskete vibrasjoner som oppstår i slammet både på grunn av kilder nede i borehullet og kilder i den øvre del av dette. Da foreliggende oppfinnelse er rettet mot reduksjon eller eliminering av støy som skriver seg ovenfra, vil enhver støy nedenfra i borehullet bli betraktet som en del av det ønskete signal fra den nedre del av borehullet, i forbindelse med denne beskrivelse. In such a system as described above, difficulties occur in telemetry of a meaningful signal from the generating device downhole to the surface due to 'noise' which is normally present in the circulating fluid. This noise is the result of unwanted vibrations which occurs in the mud both due to sources down in the borehole and sources in the upper part of it. As the present invention is aimed at reducing or eliminating noise from above, any noise from below in the borehole will be considered part of the desired signal from the lower part of the borehole, in connection with this description.

På figurene 1 og 2 er det i henhold til denne oppfinnelse anordnet to transducere A og B med innbyrdes avstand fra hverandre langs slamledningen 38, idet den innbyrdes avstand er angitt som d. Det skal bemerkes at lengden d av slamledningen 38 bør være så glatt som mulig for å redusere friksjonstap og bør være fri for rettvinklete bend og forhindringer som kan forvrenge det målte signal i slammet når det passerer mellom A og B. Transduceren A som kan være av hvilken som helst kommersielt tilgjengelig type, måler trykket i slammet på vedkommende punkt i slamledningen 38 og omdanner dette trykk til et tilsvarende elektrisk signal som kan uttrykkes som funksjon av en referanse-tid t eller som ^(t). Transduceren B er av den samme type som transduceren A og måler også trykket i slammet, men i posisjonen av transduceren B og omdanner dette trykk til et signal som kan uttrykkes som fB(t) hvis de to transducere er innbyrdes tilpasset. Hvis de ikke er tilpasset slik som -det oftest er tilfelle, blir signalet fra transducer B .ført gjennom en utjevningskrets såsom en forsterker 60 med en forsterkningsregulering som represente-res ved en knapp 60ao De to transducere kan tilpasses hverandre ved å sende et kjent fluidum gjennom slamledningen 38 og generere et kjent signal i dette og så tilpasse signalet fra den ene transducer til signalet som blir mottat fra den annen ved å justere forsterkningsreguleringen på forsterkeren 60„ Etter at de to transducere er tilpasset hverandre kan støyen ovenfra, nemlig n(t), reduseres i vesentlig grad som følger» In figures 1 and 2, according to this invention, two transducers A and B are arranged at a distance from each other along the mud line 38, the mutual distance being indicated as d. It should be noted that the length d of the mud line 38 should be as smooth as possible to reduce frictional losses and should be free of right-angled bends and obstructions that may distort the measured signal in the mud as it passes between A and B. Transducer A, which may be of any commercially available type, measures the pressure in the mud at the relevant point in the mud line 38 and converts this pressure into a corresponding electrical signal which can be expressed as a function of a reference time t or as ^(t). The transducer B is of the same type as the transducer A and also measures the pressure in the mud, but in the position of the transducer B and converts this pressure into a signal that can be expressed as fB(t) if the two transducers are mutually adapted. If they are not adapted as is most often the case, the signal from transducer B is passed through an equalization circuit such as an amplifier 60 with a gain control represented by a button 60ao The two transducers can be adapted to each other by sending a known fluid through the mud line 38 and generate a known signal in this and then adapt the signal from one transducer to the signal received from the other by adjusting the gain regulation on the amplifier 60„ After the two transducers are adapted to each other, the noise from above, namely n(t ), is significantly reduced as follows"

Ved å anvende transduceren B som referanse-punkt vil signalet fB(t) ved B etter at det er blitt utjevnet By using the transducer B as a reference point, the signal fB(t) at B after it has been equalized

gjennom forsterkeren 60, være lik støyen ovenfra på tidspunktet t pluss signalet nedenfra ved tidspunktet t, idet det sistnevn-te signal er det som man ønsker å gjenvinne» Denne relasjon kan uttrykkes som: through the amplifier 60, be equal to the noise from above at time t plus the signal from below at time t, the latter signal being the one that you want to recover" This relationship can be expressed as:

'hvor: 'where:

s(t) = ønsket signal nedenfra i tidspunktet t, n(t) = støy ovenfra i tidspunktet t. s(t) = desired signal from below at time t, n(t) = noise from above at time t.

Signalet f^("t) ved transduceren A, vil ha de samme komponenter, dvs0et signal nedenfra pluss støy ovenfra, men begge komponenter vil variere som funksjon av tiden. Signalet nedenfra s(t) må ved A bevege seg en avstand d fra B før det blir mottatt ved A, mens støyen ovenfra n(t) blir mottatt i A på et tidspunkt før den blir mottatt ved B3 Den egentlige tid som inngår kan uttrykkes som ^ hvor V er lydhastigheten i vedkommende slamtype som brukes i slamledningen 38. Derfor kan siganlet f^Ct), når det tas hensyn til at B er referansepunktet, uttrykkes som: The signal f^("t) at transducer A will have the same components, i.e. a signal from below plus noise from above, but both components will vary as a function of time. The signal from below s(t) must at A move a distance d from B before it is received at A, while the noise from above n(t) is received in A at a time before it is received at B3 The actual time involved can be expressed as ^ where V is the speed of sound in the mud type in question used in the mud line 38. Therefore can be denoted f^Ct), when it is taken into account that B is the reference point, can be expressed as:

For å bringe f^C<i>O og fjjCt) i overensstemmelse med hverandre, blir f^Ct) påtrykket en tidsforskyvningsanord-ning 61 for å forskyve signalet f^Ct) med et tidsintervall - r. Anordningen 61 er skjematisk illustrert som en roterende magne-tisk trommel 62 på hvilken registrerings- eller opptegningsho-det 63 er anordnet i avstand fra utløsningshodet 64 slik at utgangen kan forsinkes i forhold til inngangen med den ønskete tid r. Andre midler kan brukes til å forsinke eller tidsforskyve f^(t), for eksempel elektriske forsinkelseslinjer (hvis for- sinkelsene er korte nok) eller sifferregnemaskiner, hvor fA(t) blir digitalisert og.utgangen av regnemaskinen forsinkes i forhold til inngangen med den ønskete tid T. Etter at signalet f^(t) er blitt tidsforskjøvet med en verdi lik - T , vil det opp-tre som: To bring f^C<i>O and fjjCt) into agreement with each other, f^Ct) is applied to a time shift device 61 to shift the signal f^Ct) by a time interval - r. The device 61 is schematically illustrated as a rotating magnetic drum 62 on which the recording or recording head 63 is arranged at a distance from the triggering head 64 so that the output can be delayed in relation to the input by the desired time r. Other means can be used to delay or time shift f^(t ), for example electrical delay lines (if the delays are short enough) or digital calculators, where fA(t) is digitized and the output of the calculator is delayed relative to the input by the desired time T. After the signal f^(t) is been time-shifted by a value equal to - T , it will appear as:

Signalet blir så påtrykket et polaritetsreverserende nettverk 63, for eksempel en spenningsforsterker med forsterkning lik én, for effektivt å reversere signalets fortegn,, Dette inverterte signal blir så påtrykket en inngang 64a på en summeringskrets 64»Signalet fg(t) blir påtrykket en inngang 64b på kretsen 64 og det resulterende summerte signal blir tatt ut fra utgangen 65 på kretsen 64«Dette summerte signal kanuttrykkes som: The signal is then applied to a polarity reversing network 63, for example a voltage amplifier with gain equal to one, to effectively reverse the sign of the signal, This inverted signal is then applied to an input 64a of a summing circuit 64»The signal fg(t) is applied to an input 64b on the circuit 64 and the resulting summed signal is taken out from the output 65 on the circuit 64" This summed signal can be expressed as:

Tidsforskyvningen T blir konstruksj onsmessig valgt slik at den er lik forplantningstiden for et signal over distansen d eller ^. Forskjellige teknikker kan brukes for å finne den verdi av 1 som er lik Forplantningstiden mellom detek-torene kan måles for de øyeblikkelige betingelser, hvilket gir T direkte» Ved direkte måling av d og ved enten å beregne V ut fra slammets egenskaper eller å måle V, kan ^ beregnes» Innsettes i stedet for^i likning (4) og etter forenkling av denne, vil støysignalet ovenfra, n(t), falle bort eller blir effektivt ut-balansert og tilbake gjenstår: The time offset T is chosen by design so that it is equal to the propagation time for a signal over the distance d or ^. Different techniques can be used to find the value of 1 which is equal to The propagation time between the detectors can be measured for the instantaneous conditions, which gives T directly" By direct measurement of d and by either calculating V from the mud's properties or by measuring V , can be calculated» Inserted instead of^in equation (4) and after simplifying this, the noise signal from above, n(t), will disappear or is effectively balanced out and the remaining remains:

To signalkomponenter er tilbake, nemlig s(t) og et tidsforskjøvet signal -s(t - 21), som registreres på en regi-streringsinnretning 66 eller føres til andre strømkretser (ikke vist) for videre behandling» Det vil forståes at det kan være flere metoder å behandle disse komponenter på for å gjenvinne s(t), men disse metoder utgjør ingen del av foreliggende oppfinnelse, da denne er rettet mot reduksjonen av støy ovenfra, hvilket blir oppnådd når det summerte signal fremkommer på utgangen 65 av summeringskretsen 64o I henhold til et trekk ved foreliggende oppfinnelse kan imidlertid den nødvendige behandling av det summerte signal forenkles» Two signal components are returned, namely s(t) and a time-shifted signal -s(t - 21), which is recorded on a recording device 66 or fed to other circuits (not shown) for further processing. It will be understood that it may be several methods to process these components in order to recover s(t), but these methods form no part of the present invention, as this is aimed at the reduction of noise from above, which is achieved when the summed signal appears at the output 65 of the summing circuit 64o I according to a feature of the present invention, however, the necessary processing of the summed signal can be simplified"

I et slikt system for registrering under boring som beskrevet ovenfor er det utsendte signal et sinussignal som innebærer at komponenten -s(t - 2 Tr ) er den samme som komponenten s(t) med en faseforskyvning bestemt av både tidsforskyvnin gen -2-T- og minustegnet» Hvis lengden d av slamledningen 38 vel-ges lik ^, hvor v er bølgelengden av signalet, er forskyvningen på 2r en faseforskyvning på omkring 180° og minustegnet- en ytterligere forskyvning på 180°, hvilket betyr at komponenten In such a system for registration during drilling as described above, the emitted signal is a sine signal which implies that the component -s(t - 2 Tr ) is the same as the component s(t) with a phase shift determined by both the time shift -2-T - and the minus sign» If the length d of the mud line 38 is chosen equal to ^, where v is the wavelength of the signal, the shift of 2r is a phase shift of about 180° and the minus sign - a further shift of 180°, which means that the component

-s(t - 2r) er omtrent i fase med s(t)»Følgelig har man at s(t) - s(t - 2r) .=5= 2s(t) for det frekvensområdet hvor d er omtrent lik en kvart bølgelengde» -s(t - 2r) is approximately in phase with s(t)»Consequently, one has that s(t) - s(t - 2r) .=5= 2s(t) for the frequency range where d is approximately equal to a quarter wavelength"

Som angitt ovenfor er denne oppfinnelse rettet mot det problem å redusere i vesentlig grad støy ovenfra som opptrer i borefluidet på pumpesiden av transduceren A. Denne oppfinnelse beskjeftiger seg ikke med støy som opptrer i borefluidet på undersiden av transduceren B og behandler denne som en del av det signal som blir overført fra et punkt nede i borehullet. Figur 3 viser en idealisert signalbølgeform slik den kan se ut ved den ene eller den annen av de to transducere A og B. Dette signal ved enten A eller B, vil omfatte både signalet nedenfra og støyen ovenfra» Bølgeformen på fig»4 representerer en idealisert bølgeform som teoretisk representerer signalet nedenfra med liten eller ingen støy ovenfra etter at signalet nedenfra er blitt behandlet i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse. Dette signal som er representert på figur 4 kan en-da trenge videre behandling for å gjenvinne det virkelige signal som blir utsendt av registrerings- eller avfølingsanordningen nede i borehullet» Det vil imidlertid være klart at ved å eliminere eller i vesentlig grad å redusere støyen ovenfra, spesielt den støy som forårsakes av pumpen 36, tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et sterkt forbedret signal for slik videre behandling» As indicated above, this invention is directed to the problem of significantly reducing noise from above that occurs in the drilling fluid on the pump side of the transducer A. This invention does not deal with noise that occurs in the drilling fluid on the underside of the transducer B and treats this as part of the signal that is transmitted from a point down the borehole. Figure 3 shows an idealized signal waveform as it might look at one or the other of the two transducers A and B. This signal at either A or B will include both the signal from below and the noise from above" The waveform in fig"4 represents an idealized waveform that theoretically represents the signal from below with little or no noise from above after the signal from below has been processed in accordance with the present invention. This signal which is represented in figure 4 may even need further processing to recover the real signal which is emitted by the recording or sensing device down the borehole" It will be clear, however, that by eliminating or substantially reducing the noise from above , especially the noise caused by the pump 36, the present invention provides a greatly improved signal for such further processing"

I det foregående er det beskrevet et tilfelle som kan betraktes som et spesialisert tilfelle» I det følgende vil det bli gitt en mer generalisert beskrivelse av oppfinnelsen» I denne forbindelse skal det bemerkes at under den foregående beskrivelse ble både signal og støy referert til transducer B. I den følgende beskrivelse er det mer bekvemt å referere signalet til transducer B og støyen til transducer A» In the foregoing a case has been described which can be considered a specialized case" In the following a more generalized description of the invention will be given" In this connection it should be noted that in the preceding description both signal and noise were referred to transducer B . In the following description it is more convenient to refer to the signal of transducer B and the noise of transducer A"

I den forangående beskrivelse ble det antatt at det ikke forekom noen forvrengning mellom transducenie A og B. I virkeligheten vil det der forekomme forvrengning» På grunn av denne forvrengning er utbalanseringen av'støyen når de to signaler summeres ikke så god som den ellers kunne være» I henhold et viktig trekk ved denne oppfinnelse "blir forvrengningen i slamledningen 38 kompensert ved å filtrere et av trykkmålesignalene med et filter som har karakteristikker i relasjon til forvrengningen av strømningsbanen mellom transduceme A og B. Når da det ene trykkmålesignal blir addert til det annet trykkmålesignal blir det oppnådd en mer fullstendig utbalansering.av støyen0 In the preceding description, it was assumed that no distortion occurred between transduction A and B. In reality, there will be distortion" Because of this distortion, the balancing of the noise when the two signals are summed is not as good as it could otherwise be » According to an important feature of this invention "the distortion in the mud line 38 is compensated by filtering one of the pressure measurement signals with a filter that has characteristics in relation to the distortion of the flow path between the transducers A and B. When then one pressure measurement signal is added to the other pressure measurement signal, a more complete balancing of the noise0 is achieved

På figur 5 er utgangen av transduceren A vist forbundet med et filter 67 og utgangen av dette filter er ført ut til et filter 68. Filteret 68 utfører den tidligere beskrevne tidsforskyvningsfunksjon, slik som for eksempel ved hjelp av magnettrommelen 62 på figur 2. Som det vil være forståelig for fagfolk på området digital filtrering er tidsforskyvningen beskrevet av funksjonen -e hvor e er grunntallet for den na-turlige logaritme, i er det imaginære tall yCT ,^er frekvensen av det ønskete akustiske signal og t- er forplantningstiden for lyd mellom transduceme A og B. In Figure 5, the output of the transducer A is shown connected to a filter 67 and the output of this filter is fed to a filter 68. The filter 68 performs the previously described time shift function, such as, for example, by means of the magnetic drum 62 in Figure 2. As it will be understandable to professionals in the field of digital filtering is the time shift described by the function -e where e is the base number of the natural logarithm, i is the imaginary number yCT ,^ is the frequency of the desired acoustic signal and t- is the propagation time of sound between transducers A and B.

Signalet og støyen som beveger seg gjennom slamledningen 38 mellom transduceme A og B blir ytterligere forvrengt som følge av s1amledningens karakteristikk. Arten av denne forvrengning kan lett bestemmes. En teoretisk beregning av forvrengningen kan for eksempel gjøxes ut fra den kjente diame-ter og lengde av røret og de kjente akustiske transmisjonsegen-skaper for fluidet. Eventuelt kan det utføres en eksperimentel bestemmelse av forvrengningen ved å påtrykke et akustisk signal med kontrollert frekvens på røret og oppservere amplitude- og faseforskyvningen eller - endringen av signalet etter forplantningen gjennom røret. Karakteristikken for denne forvrengning blir betegnet A(aO. Som angitt ved filteret 67 på figur 5 blir utgangen fra transduceren A filtrert for å introdusere denne forvrengning i utgangen. Også her vil fagfolk som er fortrolige med prinsippene for digital filtrering forstå hvordan utgangen av transduceren A blir filtrert for å frembringe dette resultat. Da den samme forvrengning A(u;) er blitt indtrodusert i utgangen fra transduceren A ved hjelp av filteret 67 og i utgangen fra transduceren B ved forplantningen gjennom slamledningen 38, blir det ved addisjon av de to utganger, slik som angitt ved 69, frembrakt en bedre utbalansering av støyen. The signal and noise traveling through the mud line 38 between transducers A and B is further distorted as a result of the mud line's characteristics. The nature of this distortion can be easily determined. A theoretical calculation of the distortion can, for example, be calculated from the known diameter and length of the pipe and the known acoustic transmission properties of the fluid. Optionally, an experimental determination of the distortion can be carried out by applying an acoustic signal with a controlled frequency to the pipe and observing the amplitude and phase shift or change of the signal after propagation through the pipe. The characteristic of this distortion is denoted A(aO. As indicated by filter 67 in Figure 5, the output of transducer A is filtered to introduce this distortion into the output. Again, those skilled in the art familiar with the principles of digital filtering will understand how the output of transducer A is filtered to produce this result. Since the same distortion A(u;) has been introduced into the output of transducer A by means of filter 67 and into the output of transducer B by propagation through mudline 38, adding the two outputs gives , as indicated at 69, produced a better balancing of the noise.

I henhold til et annet viktig trekk ved denne oppfinnelse er filtrene 67 og 68 overordentlig enkle filtre. Imidlertid er det klart at filtrering på denne måte introduserer en ytterligere forvrengning av behandlingstypen i det kombinerte signal» Por å fjerne denne blir summeringssignalet påtrykket et ytterligere filter 70»According to another important feature of this invention, the filters 67 and 68 are extremely simple filters. However, it is clear that filtering in this way introduces a further distortion of the processing type into the combined signal" To remove this, the summing signal is subjected to a further filter 70".

Filteret 70 har karakteristikken The filter 70 has the characteristic

Filtrering på denne måte resulterer i optimal gjenvinning av Filtering in this way results in optimal recovery of

signalet fra støyen og tillater også filtrering med forholdsvis enkle filtre» Dette filter 70 fjerner behandlingsforvrengningen slik det kan vises ved den følgende matematiske beskrivelse av de prosesser som inngår» the signal from the noise and also allows filtering with relatively simple filters" This filter 70 removes the processing distortion as can be shown by the following mathematical description of the processes involved"

Først skal forholdene betraktes i tidsdomenet. Utgangen av transducer A er gitt av: First, the conditions must be considered in the time domain. The output of transducer A is given by:

I det foregående er a(t) tidsdomene-representasjonen av den forvrengning som introduseres av slamledningen 38. Dvs» at a(t) er tidsdomene-transformasjonen av A(u;). Symbolet (<*>) indikerer kon-volusjon eller filtrering slik som konvensjonelt. Som beskrevet av likning (1) blir signalet s(t) som forsinkes med en størrelse 1 ved å forplante seg gjennom røret 38, ytterligere forvrengt ved filtrering med forvrengningsfiltret a(t)» In the foregoing, a(t) is the time-domain representation of the distortion introduced by the mud line 38. That is, a(t) is the time-domain transform of A(u;). The symbol (<*>) indicates convolution or filtering as conventional. As described by equation (1), the signal s(t) which is delayed by an amount of 1 by propagating through the tube 38, is further distorted by filtering with the distortion filter a(t)"

Utgangen av transduceren B er gitt av: The output of the transducer B is given by:

I likning (2) er det støyen n(t) som er blitt forsinket med t og forvrengt ved filtrering med forvrengningen a(t)» Når utgangen av transducer A filtreres av filtret 67 beskrives det resulterende signal av: In equation (2) it is the noise n(t) that has been delayed by t and distorted by filtering with the distortion a(t)» When the output of transducer A is filtered by the filter 67, the resulting signal is described by:

Når signalet ved transduceren A blir ytterligere filtrert med filteret 68 blir resultatet beskrevet som: When the signal at the transducer A is further filtered with the filter 68, the result is described as:

Summeringen, dvs» det signal som frembringes på utgangen av summeringskretsen 69, er gitt av: The summation, i.e. the signal produced at the output of the summation circuit 69, is given by:

Dette kan skrives som: This can be written as:

I det foregående er / e* lu"- * s( t) J bare det ønskete signal med en faseforskyvning r. Uttrykket 1 - a(t)<*>a(.t)<*>(e"2lu- ) er den forvrengning som må fjernes av filteret 70. Frekvensdomene- transformasjonen av forvrengningsfilteret er: In the foregoing / e* lu"- * s( t) J is just the desired signal with a phase shift r. The expression 1 - a(t)<*>a(.t)<*>(e"2lu- ) is the distortion that must be removed by the filter 70. The frequency domain transform of the distortion filter is:

Derfor har filteret 70 den inverse karakteristikk av den som er definert i likning (7) for å fjerne denne forvrengning» Therefore, the filter 70 has the inverse characteristic of that defined in equation (7) to remove this distortion"

Claims

1. Method for substantially reducing noise from above from a signal from below in a system for registration during drilling, where the signal from below takes the form of acoustic waves that are transmitted in the system's drilling fluid, characterized by: measuring the acoustic pressure in the drilling fluid in a first point respectively in another point and conversion of both pressure measurements into corresponding electrical pressure measurement signals, which first and which second point have a mutual distance from each other along the path of the drilling fluid between a source for drilling fluid and a well in which the said signal emerges from below, filtering of one of the electrical pressure measurement signals with a filter f K (oj) J which has characteristics in relation to the distortion of the flow path between the two separated points, time shift of one of the electrical pressure measurement signals with a magnitude corresponding to the propagation time of sound in the drilling fluid from the one of the aforementioned points to the other, and combining the time-shifted electrical pressure measurement signal with the other pressure measurement signal to substantially reduce noise from above therein.

2. Method according to claim 1, characterized in that the aforementioned combination of the electrical pressure measurement signals comprises the generation of an output signal which represents the difference between the time-shifted electrical pressure measurement signal and that other electrical pressure measurement signal.

3. Method according to claim 1, characterized in that the combination of the electrical pressure measurement signals comprises reversal of the polarity of the time-shifted electrical pressure measurement signal and addition of the polarity-reversed and time-shifted electrical pressure measurement signal and the other electrical pressure measurement signal.

4. Method according to claim 1, characterized in that said first and said second points have a mutual distance approximately equal to a quarter wavelength of the sound wave in the drilling fluid.

5. Method according to claim 1, characterized in that the time shift is carried out by filtering the one electrical pressure measurement signal with a filter (-e XUJ L) where: fa is the frequency of the desired acoustic signal and T is the propagation time for sound between the said two separate points.

6. Method according to claim 5, characterized by filtering the combined pressure measurement signals with a filter

7. Apparatus for carrying out the method according to claim 1, where a signal from below is transmitted to the surface in the form of an acoustic wave in the drilling fluid, comprising a signal generating device down in the borehole and a signal detector at the surface, characterized by: a wiring device for carrying drilling fluid from a source of the well hvoc the signal from below emerges, a first transducer device in a first point in the line device to measure the acoustic pressure in the first point and to convert this pressure into a corresponding electrical pressure measurement signal, another transducer device in another point in the line device at a distance from the first point, to measure the acoustic pressure at the second point and to convert this pressure into a corresponding electrical pressure measurement signal, an amplifier device with a gain control to adapt the outputs of the first and the second transducer to each other when present noise from above but no signal from below in the wiring arrangement, a device for processing the electrical pressure measurement signals for a time shift of one signal in relation to the other by an amount corresponding to the propagation time of sound in the drilling fluid from one transducer device to the other transducer device so that the noise component from above in each of the electrical pressure measurement signals is in phase with each other, a device for further processing the electrical pressure measurement signals to shift the signals' noise component from above in relation to each other so that the noise components are 180o out of phase with each other, and a device for combining the further processed electrical pressure measurement signals to generate an output signal from which the noise components from above have been effectively eliminated.

8. Apparatus according to claim 7, characterized in that the first and second transducer devices have a mutual distance from each other equal to a quarter wavelength of the sound wave in the drilling fluid.