NO812005L

NO812005L - PROCEDURE AND DEVICE FOR MONITORING OF DRILL OPERATIONS

Info

Publication number: NO812005L
Application number: NO812005A
Authority: NO
Inventors: Peter Anthony Miles; David John James
Original assignee: Structural Dynamics Ltd
Priority date: 1979-10-17
Filing date: 1981-06-12
Publication date: 1981-06-12
Also published as: WO1981001168A1; EP0037821A1; GB2075093A; JPS56501410A; DK261481A

Description

Oppfinnelsen angår overvåkningsutrustning for boreoperasjoner, særlig, men ikke utelukkende, etter olje og naturgass i offshore-installasjoner. The invention relates to monitoring equipment for drilling operations, particularly, but not exclusively, for oil and natural gas in offshore installations.

Ved offshore-operasjoner blir et antall brønner vanligvis boret fra den samme rigg, idet brønnene strekker seg under jorden i retninger med horisontale og vertikale kompo-nenter for å lokalisere lommer av olje og gass i nærheten av boreriggen. Under sådanne forhold er det under boring av en brønn nødvendig at boret ikke stikker hull på og heller ikke kommer for nær en eksisterende produksjonsbrønn, for å unngå faren for utblåsning av brønnen. Statlige bestemmelser angir at i det tilfelle at en borestreng kommer nærmere enn seks meter fra en produksjonsbrønn, skal produksjonsbrønnen stenges inntil borestrengens bane er etablert i en retning bort fra produksjonsbrønnen eller produksjonsbrønnene. Der hvor en punktering likevel inntreffer, kan en avhjelpende aksjon være ytterst kostbar uttrykt ved tapt produksjon under omarbeidelse. In offshore operations, a number of wells are usually drilled from the same rig, the wells extending underground in directions with horizontal and vertical components to locate pockets of oil and gas near the drilling rig. Under such conditions, when drilling a well, it is necessary that the drill does not pierce or come too close to an existing production well, in order to avoid the danger of the well being blown out. State regulations state that in the event that a drill string comes closer than six meters from a production well, the production well must be shut down until the drill string path is established in a direction away from the production well or production wells. Where a puncture nevertheless occurs, remedial action can be extremely costly in terms of lost production during rework.

Bare av denne grunn er det under boring av brønner nødvendig å overvåke brønnens posisjon. Dette gjøres normalt ved at boreprosessen med mellomrom stoppes og det i borestrengen nedsenkes gyroskopplattformer, treghetsplattformer eller magnetiske plattformer ved hjelp av hvilke midler det er mulig å kartlegge borets posisjon. Nøyaktigheten av denne metode er ikke god, idet den avhenger av operatørens dyktighet og de typer av bergformasjoner gjennom hvilke borehullet dannes, og andre lokale uregelmessigheter, og dette øker nødvendigvis den hyppighet med hvilken boringen stanses og kartleggingsmålinger utføres. Nøyaktigheten av slike målinger er iblant ikke mer enn de påbudte departementsgrenser for avstanden mellom brønner. For this reason alone, during the drilling of wells it is necessary to monitor the position of the well. This is normally done by the drilling process being stopped at intervals and gyroscope platforms, inertial platforms or magnetic platforms being immersed in the drill string by means of which means it is possible to map the position of the drill. The accuracy of this method is not good, as it depends on the skill of the operator and the types of rock formations through which the borehole is formed, and other local irregularities, and this necessarily increases the frequency with which drilling is stopped and mapping measurements are made. The accuracy of such measurements is sometimes no more than the mandated ministerial limits for the distance between wells.

Med dette i tankene ble den foreliggende oppfinnelse uttenkt, og oppfinnelsen tilveiebringer en innretning for overvåkning av boreoperasjoner, hvilken innretning omfatter en første omvandleranordning for overvåkning av vibrasjon og for tilkopling til en brønn som er under boring, en andre eller et antall omvandleranordninger for tilkopling til en eller flere eksisterende produksjonsbrønner for å overvåke vibrasjonen i produksjonsbrønnene som skriver.seg fra driften av boret, og behandlingsanordninger for tilkopling til de første og andre omvandleranordninger for å bestemme en funksjon som er avhengig av verdiene av signalene fra de første og andre omvandleranordninger og som er relatert til eller representa-tive for dempnings- eller overføringsfunksjonen mellom de overvåkede vibrasjoner fra brønnene. With this in mind, the present invention was devised, and the invention provides a device for monitoring drilling operations, which device comprises a first transducer device for monitoring vibration and for connection to a well that is being drilled, a second or a number of transducer devices for connection to one or more existing production wells for monitoring the vibration in the production wells resulting from the operation of the drill, and processing devices for connection to the first and second transducer devices to determine a function which is dependent on the values of the signals from the first and second transducer devices and which are related to or representative of the damping or transfer function between the monitored vibrations from the wells.

Ifølge oppfinnelsen er det også tilveiebragt en fremgangsmåte ved overvåkning av boreoperasjoner, hvilken fremgangsmåte er kjennetegnet ved de trinn å overvåke vibrasjonen fra en brønn som bores, å overvåke vibrasjonen fra en eller flere produksjonsbrønner som skriver seg fra drift av boret, og å bestemme en funksjon soni er avhengig av verdiene av de overvåkede vibrasjoner og er relatert til eller representativ for dempnings- eller overføringsfunksjonen mellom de overvåkede vibrasjoner. According to the invention, a method for monitoring drilling operations is also provided, which method is characterized by the steps of monitoring the vibration from a well that is being drilled, monitoring the vibration from one or more production wells resulting from operation of the drill, and determining a function soni is dependent on the values of the monitored vibrations and is related to or representative of the damping or transfer function between the monitored vibrations.

De nevnte omvandler- eller svingeranordninge,r kan hensiktsmessig være beliggende på brønnrørene eller koplet til brønnrørene til de eksisterende brønner og den brønn som bores, idet det om nødvendig er sørget for passende kompensasjon for overføringskoeffisienten for den koplede installasjonen som omfatter boregulvbg brønnforingsrør og det medium som bores. The aforementioned converter or transducer devices can conveniently be located on the well pipes or connected to the well pipes of the existing wells and the well being drilled, with appropriate compensation being provided, if necessary, for the transfer coefficient for the connected installation which includes the drill floor, well casing and the medium which is drilled.

Omvandleranordningen kan hensiktsmessig omfatte et akselerometer som er egnet for barske omgivelser, eller alternativt en laser-doppler-anordning dersom forholdene er passende. The converter device can suitably include an accelerometer which is suitable for harsh environments, or alternatively a laser-doppler device if the conditions are suitable.

Man har funnet at dempningen mellom signalene fra de første og andre omvandleranordninger kan tilveiebringe en realistisk vurdering eller beregning av avstanden mellom brønnene, hvor dempningen er definert som forholdet mellom den gjennomsnittlige, båndbegrensede effekt som tilveiebringes av signalene fra omvandlerne. Dempningen representerer dempningsegcnskapene for den koplede struktur og medium med økende.avstand mellom brønn og bores treng. It has been found that the attenuation between the signals from the first and second converter devices can provide a realistic assessment or calculation of the distance between the wells, where the attenuation is defined as the ratio between the average, band-limited power provided by the signals from the converters. The damping represents the damping properties of the coupled structure and medium with increasing distance between the well and the borehole.

Overførings- eller transferfunksjonen er definert som forholdet mellom størrelsene av signalene og tar hensyn til de relative fasekomponenter av signalene, og den er også en passende måling, men da<1>overføringsfunksjonen er vanskeligere å bestemme og krever mer kompleks behandling, kan målingen av The transfer or transfer function is defined as the ratio of the magnitudes of the signals and takes into account the relative phase components of the signals, and it is also a suitable measurement, but since<1>the transfer function is more difficult to determine and requires more complex processing, the measurement of

dempningen av signalene foretrekkes.the attenuation of the signals is preferred.

Hvilken som helst funksjon som er representativ for eller relatert til dempnings- eller overføringsfunksjonen, kan bestemmes, og det viser seg for eksempel at antilogaritmen til dempningen er et passende mål da det fremkommer empirisk at en sådan antilogaritme er representativ for avstanden mellom borehullene. Any function representative of or related to the attenuation or transfer function can be determined, and it is found, for example, that the antilogarithm of the attenuation is a suitable measure as it appears empirically that such an antilogarithm is representative of the distance between the boreholes.

Rotmiddelkvadrat- eller RMS-akselerasjonen av borestrengen er gitt ved uttrykket: The root mean square or RMS acceleration of the drill string is given by the expression:

T T

a = 10 log101 / (<v>d)<2>dt - dBDEMpN>dB relg RMS,a = 10 log101 / (<v>d)<2>dt - dBDEMpN>dB relg RMS,

hvor T er måleperioden i sekunder.where T is the measurement period in seconds.

Ved brønnen er likeledes:At the well are also:

b = 10 log1(J<1>/ (vw)2 dt - dBDEMpN>dB relg RMS,b = 10 log1(J<1>/ (vw)2 dt - dBDEMpN>dB relg RMS,

o o

hvor dB DEMpN er innstillingen av de respektive inngangs-svekkere, v^er signalet ved borestrengomvandleren og vw er det respektive signal ved brønnomvandleren eller brønnomvand-lerne. where dB DEMpN is the setting of the respective input attenuators, v^ is the signal at the drill string converter and vw is the respective signal at the well converter or well converters.

Det antas at x er overføringsdempningen mellom bor og brønn og at x=(a-b) dB. Derfor er den relative avstand 10 (<xlk>)hvor k er en skalafaktor som er relatert til over-føringsdempningen i mediet og strukturen, og "1 enhet" refererer seg til borets innledende startavstand fra produksjonsbrønnen. It is assumed that x is the transmission attenuation between drill and well and that x=(a-b) dB. Therefore, the relative distance is 10 (<xlk>) where k is a scale factor that is related to the transmission attenuation in the medium and the structure, and "1 unit" refers to the drill's initial starting distance from the production well.

Der hvor dempning velges som en passende funksjon for bestemmelse, blir det hensiktsmessig benyttet analoge signalbehandlingskretser, som for eksempel båndpassfiltre etterfulgt av rotmiddelkvadrat- eller RMS-deteksjonskretser. Where attenuation is selected as an appropriate function for determination, analog signal processing circuits such as bandpass filters followed by root mean square or RMS detection circuits are conveniently used.

Dersom man ønsker å bestemme overføringsfunksjonen for å ta hensyn til de relative fasekomponenter i signalene, foretrekkes det å benytte digitale signalbehandlingsmetoder. Således kan sampler av de innkommende signaler fra en A/D-omformer lagres i et minne under mikroprosessorstyring. Mikroprosessoren er innrettet til å styre inngangsforsterk-ningen av behandlingskretsene i avhengighet av størrelsen av inngangssamplene for å tilveiebringe en autoavstandsmulighet. Senere kan samplene bli utsatt for analysemetoder med rask fourier-transformasjon eller diskret fourier-transformasjon ved hjelp av mikroprosessoren for å beregne overførings-funksjonen. Dessuten kan signalets kohærens beregnes og kryss-korrelasjonsmetoder benyttes for å fjerne signalkomponenter som oppstår på grunn av ekkoer, for å øke nøyaktigheten. If one wishes to determine the transfer function in order to take into account the relative phase components in the signals, it is preferable to use digital signal processing methods. Thus, samples of the incoming signals from an A/D converter can be stored in a memory under microprocessor control. The microprocessor is arranged to control the input gain of the processing circuits in dependence on the size of the input samples to provide an auto-spacing capability. Later, the samples can be subjected to analysis methods with fast fourier transform or discrete fourier transform using the microprocessor to calculate the transfer function. Also, the signal's coherence can be calculated and cross-correlation methods used to remove signal components arising due to echoes, to increase accuracy.

Kretsanordningen er fortrinnsvis anordnet i et bærbart hus som kan være beliggende nær boreoperatørkonsollen og forbundet med permanent festede akselerometre. Der hvor det finnes et stort antall brønner eller borerigger, kan det i noen tilfeller være å foretrekke at det nær akselerometrene anordnes lokale signalbehandlingskretser som kommuniserer med ' et basis-regnemaskinsystem hvor funksjonen og andre nødvendige parametre kan bestemmes. The circuitry is preferably arranged in a portable housing which can be located near the drill operator console and connected to permanently attached accelerometers. Where there are a large number of wells or drilling rigs, it may in some cases be preferable to arrange local signal processing circuits near the accelerometers that communicate with a basic computer system where the function and other necessary parameters can be determined.

Selv om den foreliggende oppfinnelse er spesielt utviklet for offshore-installasjoner, kan den også benyttes i landbaserte operasjoner. Although the present invention has been specially developed for offshore installations, it can also be used in land-based operations.

En foretrukket utførelse av oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende under henvisning til tegningene, der fig. 1 viser et skjematisk riss av borehull som strekker seg fra en borerigg i en offshore-installasjon, figur 2 viser et perspektivriss av en vibrasjonsomvandler som er koplet til et brønnrør i et borehull som bores fra en offshore-installasjon, figur 3 viser et riss av et hus og en styrekonsoll for signalbehandlingskretser, figur 4 viser et blokkskjema av signalbehandlingskretsene, og.figur 5-8 viser koplingsskjemaer av elementer i behandlingskretsene. A preferred embodiment of the invention will be described in more detail below with reference to the drawings, where fig. 1 shows a schematic view of a borehole extending from a drilling rig in an offshore installation, Figure 2 shows a perspective view of a vibration transducer connected to a well pipe in a borehole being drilled from an offshore installation, Figure 3 shows a view of a housing and a control console for signal processing circuits, Figure 4 shows a block diagram of the signal processing circuits, and Figures 5-8 show connection diagrams of elements in the processing circuits.

Idet det henvises til tegningene, viser figur 1 et skjematisk riss av en offshore-installasjon som omfatter en oljeboringsrigg eller en plattform 2 som ved hjelp av en konstruksjon 4 er installert på cn sjøbunn 6. Konstruksjonen kan være stiv og festet til sjøbunnen, eller den kan være halvt nedsenkbar og tjoret til sjøbunnen, eller stasjonert ved hjelp av navigasjonskontroll. Boret 10 er slik at det kan avbøyes i vinkler som er skråttstilt til vertikalen for å nå frem til lommer av olje eller naturgass, f.eks. 14. Boret kan enten være roterende, i hvilket tilfelle hele borestrengen dreies, eller turbindrevet med turbinen anbragt nede i borehullet, og drives hydraulisk ved hjelp av slam som også benyttes til å avkjøle boret og overrisle hullet. Eksisterende brønner, så som 12, som kan være i produksjon, kan eksistere d nærheten av den brønn som bores. For å opprettholde en tilstrekkelig avstand mellom den eksisterende brønn 12 og brønnen 18 som bores, har det hittil vært nødvendig å stanse boreoperasjonen med hyppige mellomrom for å nedsenke gyroskopplattformer, magnetiske plattformer eller treghetsplattformer i hullet, slik at brønnens posisjon kan kartlegges og dens posisjon i forhold til eksisterende brønner med kjent posisjon kan beregnes. Referring to the drawings, figure 1 shows a schematic view of an offshore installation comprising an oil drilling rig or a platform 2 which is installed on the seabed 6 by means of a structure 4. The structure can be rigid and attached to the seabed, or the can be semi-submersible and tethered to the seabed, or stationed using navigational control. The drill bit 10 is such that it can be deflected at angles that are inclined to the vertical in order to reach pockets of oil or natural gas, e.g. 14. The drill can either be rotary, in which case the entire drill string is rotated, or turbine driven with the turbine placed down in the borehole, and driven hydraulically using mud which is also used to cool the drill and sprinkle the hole. Existing wells, such as 12, which may be in production, may exist in the vicinity of the well being drilled. In order to maintain a sufficient distance between the existing well 12 and the well 18 being drilled, it has hitherto been necessary to stop the drilling operation at frequent intervals in order to immerse gyroscope platforms, magnetic platforms or inertial platforms in the hole, so that the position of the well can be mapped and its position in relation to existing wells with a known position can be calculated.

I overensstemmelse med oppfinnelsen er det tilveiebragt en anordning for å overvåke borestrengens posisjon i forhold til eksisterende brønner, slik at den frekvens med hvilken avbrytelser av boreoperasjonene er nødvendig for å kartlegge borbanens posisjon, reduseres. In accordance with the invention, a device has been provided for monitoring the position of the drill string in relation to existing wells, so that the frequency with which interruptions of the drilling operations are necessary to map the position of the drill path is reduced.

På figur 2 er vist en borestreng 20 i en brønn som bores og som er anbragt på dekket av en borerigg. Et omgivende foringsrør 22 bærer et vertikalt montert akselerometer 24 for overvåkning av vibrasjoner som overføres til konstruksjonen fra bevegelsene av boret i hullet. Akselerometeret er koplet til signalbehandlingskretser hvis hus og styrekonsoll er vist på figur 3. Figure 2 shows a drill string 20 in a well that is being drilled and which is placed on the deck of a drilling rig. A surrounding casing 22 carries a vertically mounted accelerometer 24 for monitoring vibrations transmitted to the structure from the movements of the drill in the hole. The accelerometer is connected to signal processing circuits whose housing and control console are shown in Figure 3.

Kretsanordningen er dannet av tre separate moduler, en inngangstilpasningsmodul 30, en prosessormodul 32 og en fremvisningsmodul 34. Inngangstilpasningsmodulen 30 inneholder en styrebryter 4 0 for å bestemme hvilken av tre inngangskanaler for eksisterende brønner som vil være operativ. Styreanordninger 42, 44 tilveiebringer en styring for dempnings-nivåer for produksjonsbrønnkanalen og kanalen for borestreng-foringsrøret. Båndinngangskontaktcr 46 er anordnet for å muliggjøre at brønnkanal- og borekanalsignalene kan registreres. Styrebryteren 40 kan erstattes av en multiplekser-anordning for fortløpende å tilby et antall brønnkanaler til prosessormodul-inngangen. The circuitry is formed by three separate modules, an input matching module 30, a processor module 32 and a display module 34. The input matching module 30 contains a control switch 40 to determine which of three input channels for existing wells will be operative. Control devices 42, 44 provide control of attenuation levels for the production well channel and the drill string casing channel. Tape input connector 46 is arranged to enable the well channel and drill channel signals to be recorded. The control switch 40 can be replaced by a multiplexer device to continuously offer a number of well channels to the processor module input.

Prosessormodulen 32 har utganger 50 til en båndoppta-ker for behandlede signaler .for bore- og brønnkanalene. En styrebryter 52 sørger for kontroll over utgangsforsterkningen for prosessoren. En styrebryter 54 sørger for styring av det inngangssignal- frekvensbånd som skal behandTes, 80-100 Hz, 100-125 Hz, 125-160 Hz, og et totalt frekvensbånd på 80-160 Hz, idet andre frekvenser bestemmes slik de dikteres av spesielle omstendigheter. Implementeringen av prosessormodulen 3 2 kan omfatte en mikro-beregningsanordning for å styre indre funksjoner og utvide beregningsevnen til måling av overføringsfunk-sjonen eller andre sådanne parametre. Der hvor en sådan beregningsanordning er realisert, ville denne styre fremvisningsanordningen 34. The processor module 32 has outputs 50 to a tape recorder for processed signals for the drilling and well channels. A control switch 52 provides control over the output gain for the processor. A control switch 54 provides control of the input signal frequency band to be processed, 80-100 Hz, 100-125 Hz, 125-160 Hz, and a total frequency band of 80-160 Hz, other frequencies being determined as dictated by special circumstances . The implementation of the processor module 3 2 may comprise a micro-calculation device to control internal functions and extend the calculation capability to measure the transfer function or other such parameters. Where such a calculation device is implemented, this would control the display device 34.

Fremvisningsanordningen 34 omfatter en digital indikator 60 som sørger for en fremvisning av en av fire funksjoner, nemlig borekanal-effektivnivå, brønnkanal-effektivnivå, dempning og antilogaritmen til dempning (som tilveiebringer en beregning av avstanden mellom borehodet og den eksisterende brønn). En styrebryter 62 bestemmer hvilken av disse fire funksjoner som skal fremkomme på digitalindikatoren. The display device 34 comprises a digital indicator 60 which provides a display of one of four functions, namely drill channel effective level, well channel effective level, attenuation and the antilogarithm of attenuation (which provides a calculation of the distance between the drill head and the existing well). A control switch 62 determines which of these four functions should appear on the digital indicator.

På figur 4 er vist et blokkdiagram av de analoge behandlingskretser. Det vil innsees at et antall liknende kanaler kan være tilveiebragt for akselerometeret som er koplet til eksisterende brønner og det hull som bores. Kretsanordningen på den viste kanal er koplet til et akselerometer på en eksisterende brønn via en zenerbarriere som hindrer antennelse av en potensielt eksplosiv atmosfære som kan være til stede. En forforsterker 84 tilfører vibrasjons-signalene fra akselerometeret til et filter 86 som avviser signaler med høy svingehastighet. Hensikten med filteret 86 Figure 4 shows a block diagram of the analog processing circuits. It will be realized that a number of similar channels can be provided for the accelerometer which is connected to existing wells and the hole being drilled. The circuitry on the channel shown is connected to an accelerometer on an existing well via a zener barrier that prevents ignition of a potentially explosive atmosphere that may be present. A preamplifier 84 supplies the vibration signals from the accelerometer to a filter 86 which rejects signals with a high swing speed. The purpose of the filter 86

er å hindre behandlingen av signaler som skriver seg fra kollisjonen av borestrengen .med brønnforingsrøret når boret ikke er sentralt innrettet i brønnrøret eller roterer eksentrisk. Et båndpassfilter 88 separerer, det innkommende signal i tre tredje-oktavs frekvensbånd over 60-400 Hz idet dette er det område i hvilket størstedelen av det innkommende signal vil være til stede. Et utgangssignal 50 til en bånd-opptaker tilveiebringer en historisk registrering av det is to prevent the processing of signals that arise from the collision of the drill string with the well casing when the drill is not centrally aligned in the well pipe or rotates eccentrically. A bandpass filter 88 separates the incoming signal into three third-octave frequency bands over 60-400 Hz, this being the area in which the majority of the incoming signal will be present. An output signal 50 to a tape recorder provides a historical record thereof

innkommende signal. Frekvensbåndene likerettes separat og middelverdien dannes i en enhet 90 som også inneholder en log^Q-krets og tilveiebringer et signal som representerer logaritmen til det middelverdiberegnede og likerettede signal. Diss.e signaler er representert som (a) og (b) i de ledsagende diagrammer og er angitt i de foregående likninger (1), (2) og (3). Logaritmesignalet tilføres ved 92 til en strimmelskriver. Signalene fra hver kanal sammenliknes i en differanseforsterker 94, idet utgangssignalet fra forsterkeren 94 angir dempningen av signalet fra boreprosessen i forhold til det signal som mottas på den eksisterende brønn. Dempningssignalet kan behandles som en antilogaritme 95 og fremvises på en skala 60 (fig. 3) for å tilveiebringe en indikasjon på avstanden av den brønn som bores, fra det eksisterende borehull. Det er anordnet båndinngangskontakter 46 som er koplet til forfor-sterkeren 84. Det er videre anordnet en kraftforsyningsenhet eller PSU-enhet 82. En lampe 83 er anordnet for å indikere drift av kretsanordningen. incoming signal. The frequency bands are rectified separately and averaged in a unit 90 which also contains a log^Q circuit and provides a signal representing the logarithm of the averaged and rectified signal. These signals are represented as (a) and (b) in the accompanying diagrams and are indicated in the preceding equations (1), (2) and (3). The logarithm signal is supplied at 92 to a strip printer. The signals from each channel are compared in a differential amplifier 94, the output signal from the amplifier 94 indicating the attenuation of the signal from the drilling process in relation to the signal received at the existing well. The attenuation signal can be treated as an antilogarithm 95 and displayed on a scale 60 (Fig. 3) to provide an indication of the distance of the well being drilled from the existing borehole. Tape input connectors 46 are provided which are connected to the pre-amplifier 84. A power supply unit or PSU unit 82 is also provided. A lamp 83 is provided to indicate operation of the circuitry.

Idet det henvises til fig. 5-8, viser fig. 5-7 koplingsskjemaer av kretser som er beliggende i prosessormodulen, og fig. 8 viser et skjema av en krets i fremvisnings-modulen. Referring to fig. 5-8, shows fig. 5-7 connection diagrams of circuits located in the processor module, and fig. 8 shows a diagram of a circuit in the display module.

På figur 5 er vist et koplingsskjerna av det påFigure 5 shows a connection core of that on

figur 4 viste høy-svingehastighetsfilter 86 som virker til å avvise signaler med høy svingehastighet. Det er vist to separate filtre 86A og 86B, idet filteret 86A virker på borekanalen og filteret 86B virker på brønnkanalen. Disse ikke-lineære filtre kan realiseres på mange forskjellige måter, deriblant ved hjelp av digitale behandlingsanordninger. Utgangssignaler A er tilveiebragt for registrering av inngangssignalene til brønn- og borekanalene. Alias- og PSU-filtre 98A og 98B tilpasser inngangssignalene i brønnen og borekanalene. Idet det henvises til fig. 6, blir utgangssignalene fra filtrene på fig. 5 tilført til det ene av to tredje-oktav-filtre 102A, 102B som hvert omfatter ladningskoplede anord-ninger. Disse tilveiebringer utgangssignaler 103 for frekvensbånd for de innkommende signaler på 80-100 Hz, 125-160 Hz og et summert utgangssignal 105 på 10-160 Hz, selv om disse kan Figure 4 showed high slew rate filter 86 which operates to reject high slew rate signals. Two separate filters 86A and 86B are shown, filter 86A acting on the bore channel and filter 86B acting on the well channel. These non-linear filters can be realized in many different ways, including by means of digital processing devices. Output signals A are provided for recording the input signals to the well and drilling channels. Alias and PSU filters 98A and 98B adapt the input signals in the well and drill channels. Referring to fig. 6, the output signals from the filters in fig. 5 supplied to one of two third-octave filters 102A, 102B, each of which comprises charge-coupled devices. These provide output signals 103 for frequency bands of the incoming signals of 80-100 Hz, 125-160 Hz and a summed output signal 105 of 10-160 Hz, although these may

endres ved valg av andre klokkefrekvenser, idet det ene av disse utgangssignaler velges ved hjelp av koplede brytere 104 A 104b.. Utgangssignalene fra bryterne 104A, 104B tilføres via forsterkningsbrytere 52 a, 52b til bufferforsterkere 106 A, 106b. Som vist på figur 7, blir utgangssignalene fra forsterkerne 106a;, 106b tilført til likerettende og middel-verdidannende kretser 90A og 90B (som inneholder log^Q-kretser). En bryter 52 styrer utgangsforsterkningen via buffere 92A og 92B for å tilveiebringe signaler (a), (b). På is changed by selecting other clock frequencies, as one of these output signals is selected by means of connected switches 104 A 104b.. The output signals from switches 104A, 104B are supplied via gain switches 52a, 52b to buffer amplifiers 106A, 106b. As shown in Figure 7, the outputs of the amplifiers 106a, 106b are applied to rectifying and averaging circuits 90A and 90B (containing log^Q circuits). A switch 52 controls the output gain via buffers 92A and 92B to provide signals (a), (b). On

figur 8 er vist et arrangement for summasjon av signalene (a) og (b) i bore- og brønnkanalene i en differanseforsterker 110. Utgangssignalet x(a-b) fra forsterkeren 110 utgjør et signal som representerer dempningen mellom de to signaler. En krets 112 som er koplet til utgangen fra forsterkeren 110, tilveie-(x/k) figure 8 shows an arrangement for summation of the signals (a) and (b) in the drilling and well channels in a differential amplifier 110. The output signal x(a-b) from the amplifier 110 constitutes a signal that represents the attenuation between the two signals. A circuit 112 coupled to the output of the amplifier 110 provides (x/k)

bringer et utgangssignal som representerer antilog 10 for dempningen. Dette antilogaritmesignal, dempningssignalet, brønn- og boresignalene utvelges for fremvisning ved hjelp av en styrebryter 62. brings an output signal representing the antilog 10 of the attenuation. This antilogarithm signal, the attenuation signal, the well and drill signals are selected for display by means of a control switch 62.

Claims

1 Device for monitoring drilling operations, characterized in that it comprises a first transducer device (24) for monitoring vibration and for connection to a well that is being drilled, a second or a number of transducer devices for connection to one or more existing production wells (12) for monitoring the vibration in the production wells resulting from the operation of the drill, and processing devices (84-95) for connection to the first and second transducer devices to determine a function which is dependent on the values of the signals from the first and second transducer devices and which is related to or representative of the damping or transfer function between the monitored vibrations from the wells.

2. Device according to claim 1, characterized in that each of the converters comprises an accelerometer.

3. Device according to claim 1, characterized in that it comprises a device (95) for determining the antilogarithm of the attenuation.

4. Device according to claim 1, characterized in that it comprises a filter device (88) for providing a number of frequency bands, and a device (90) for determining the root mean square value of the signal in each frequency band.

5. Device according to claim 1, characterized in that the treatment device comprises a gain control device, an analogue/digital converter and a processor for storing samples from the converter in a memory, the processor being arranged to control the attenuation of the gain control device in dependence of the size of the said samples.

6. Device according to claim 1, characterized in that the processing device comprises an analog/digital converter and a processor for storing samples from the converter in a memory, the processor being designed to calculate the transfer function based on the said samples.

7. Procedure for monitoring drilling operations, characterized by the steps of monitoring vibration from a well being drilled, monitoring vibration from one or more production wells resulting from operation of the drill, and determining a function that depends on the values of the monitored vibrations and is related to or representative of the damping or transfer function between the monitored vibrations.