NO322097B1 - Fremgangsmate for a redusere pumpestoy ved bronntelemetri - Google Patents
Fremgangsmate for a redusere pumpestoy ved bronntelemetri Download PDFInfo
- Publication number
- NO322097B1 NO322097B1 NO20020053A NO20020053A NO322097B1 NO 322097 B1 NO322097 B1 NO 322097B1 NO 20020053 A NO20020053 A NO 20020053A NO 20020053 A NO20020053 A NO 20020053A NO 322097 B1 NO322097 B1 NO 322097B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- noise
- telemetry signal
- telemetry
- frequency
- band
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 81
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 86
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 37
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 23
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 14
- 238000009499 grossing Methods 0.000 claims description 5
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 claims description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 3
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 claims 1
- 230000000193 eyeblink Effects 0.000 claims 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 21
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 15
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 9
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 9
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 9
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 8
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 8
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 6
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 5
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 5
- 238000012549 training Methods 0.000 description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 4
- 241000965255 Pseudobranchus striatus Species 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000007476 Maximum Likelihood Methods 0.000 description 2
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920000729 poly(L-lysine) polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- METKIMKYRPQLGS-UHFFFAOYSA-N atenolol Chemical compound CC(C)NCC(O)COC1=CC=C(CC(N)=O)C=C1 METKIMKYRPQLGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
- Mobile Radio Communication Systems (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt fremgangsmåter og anordnin-ger for datatelemetri anvendt i forbindelse med systemer for måling-under-boring (MWD) og logging-under-boring (LWD). Mer spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å redusere virkningene av harmonisk relatert to-nestøy, spesielt støy fra slampumper, som er ment å forbedre signaldeteksjon i den telemetri som er anvendt i forbindelse med MWD- og LWD-systemer.
MWD- og LWD-systemer gir boreoperatører større kontroll med konstruk-sjonen av en brønn ved å fremskaffe informasjon om forholdene ved bunnen av et borehull hovedsakelig i sanntid mens borehullet blir boret. Visse informasjoner som er av interesse for boreoperatører, blir fortrinnsvis fremskaffet fra bunnen av borehullet hovedsakelig i sanntid. Denne informasjonen innbefatter retnings-boringsvariable slik som helning og retning (asimut) av borkronen, og geologiske formasjonsdata, slik som naturlige gammastrålingsnivåer og elektrisk resistivitet i bergartsformasjonen. MWD-verktøy eller -instrumenter tar vanligvis retnings-målinger og andre borerelaterte målinger, og LWD-verktøy eller -instrumenter ut-fører de geologiske formasjonsmalinger. MWD- og LWD-verktøy er ofte integrert i én enkelt instrumentpakke og blir kalt MWD/LWD-verktøy. I den følgende beskrivelse vil "MWD-system" bli brukt kollektivt for MWD-, LWD- og kombinerte MWD/LWD-verktøy eller -instrumenter. Uttrykket MWD-system skal også forstås å omfatte utstyr og teknikker for dataoverføring fra innsiden av brønnen til jordens overflate.
MWD-systemer måler parametere (slik som de tidligere nevnte eksempler) i borehullet, og kan overføre de innsamlede data til jordoverflaten fra innsiden av borehullet. Det finnes flere forskjellige fremgangsmåter for overføring av data til overflaten, innbefattende "slampuls"-telemetri og elektromagnetisk telemetri.
I slampulstelemetri blir data overført fra MWD-systemet i borehullet til overflaten ved å generere trykkbølger i borefluidet ("boreslammef) som blir pumpet gjennom borestrengen ved hjelp av pumper på overflaten. Fig. 1 illustrerer et boresystem 100 som er utstyrt for MWD-systemdrift ved bruk av slampulstelemetri. Som vist på fig. 1 innbefatter boresystemet 100 en borestreng 112 som henger fra et boretårn 150. Borestrengen 112 strekker seg gjennom et rotasjonsbord 152 på riggdekket 151 og inn i borehullet 121. En borkrone 111 er festet til enden av borestrengen 112. Boring blir utført ved å rotere borkronen 111 mens noe av vekten av borestrengen 112 blir påført borkronen. Borkronen 111 kan roteres ved å rotere hele borestrengen 112 fra overflaten ved bruk av rotasjonsbordet 152 som er innrettet for å drive en kelly 153, eller alternativt ved å benytte et toppdriv (ikke vist). Boring kan alternativt utføres ved å drive en fortrengningsmotor kjent som en "slammotor" 110 anordnet i borestrengen 112 over borkronen 111, uten å rotere hele borestrengen 112.
Under boring blir boreslam pumpet ved hjelp av slampumper 115 på overflaten gjennom overflaterør 117, slamrør 118, rotasjonsslange 119 og svivel 154, kelly 153 og ned til borestrengen 112. Pulseringsdempere 116, også kjent som trykkutjevnere eller akkumulatorer, er lokalisert nær utgangene fra slampumpene 115 for å glatte trykktransienter i det slam som pumpes ut fra slampumpene 115. Slammet i borestrengen 112 blir presset ut gjennom stråledyser (ikke vist) i borkronens 111 skjæreflate. Slammet blir returnert til overflaten gjennom et ringrom (brønnringrommet 113) mellom brønnen 121 og borestrengen 112. Én eller flere sensorer eller transdusere 101 er lokalisert i en målemodul 102 i en bunnhulls-anordningsdel av borestrengen 112 for å måle valgte tilstander nede i borehullet. Transduseren 101 kan f.eks. være en strekklapp som måler vekten på borkronen (aksial kraft påtrykket borkronen 111) eller et termoelement som måier temperatur ved bunnen av brønnen 121. Det kan være anordnet ytterligere sensorer som er nødvendige for å måle andre borings- og formasjons-parametére slik som de som er beskrevet tidligere.
De målinger som tas av transduserne 101, kan overføres til overflaten gjennom boreslammet i borestrengen 112. For å gjøre dette sender transduserne 101 først signaler som er representative for den målte nedhullstilstand til en elektronikkenhet 103 nede i hullet. Signalene fra transduserne 101 kan digitaliseres i en analog/digital-omformer (ikke vist separat). Elektronikkenheten 103 nede i hullet samler så målingene fra transduserne 101 og ordner dem i et valgt telemetriformat, vanligvis en digital representasjon av de målinger som er tatt av transduserne 101. Ekstra digitale biter som benyttes til synkronisering og feildeteksjon og korreksjon kan tilføyes telemetriformatet. Telemetriformatet blir så videreført til en modulator 104 som grupperer biter i symboler og så benytter en prosess kalt modulasjon til å påtrykke symbolene på eh basisbånd- eller bære-bølgeform som kan overføres gjennom slammet i borestrengen 112. Et symbol består av en gruppe med én elter flere biter. De modulerte signaler tjener som inngang til en akustisk "sender" 105 og en ventilmekanisme 106 som genererer en telemetritrykkbøl-ge som til slutt overfører data til overflaten. Én eller flere trykktransdusere 130, 132 anordnet på slamrøret 118 eller overflatere ret 117, genererer signaler som er representative for variasjoner i trykket i slammet. Utgangene 131,133 fra trykktransduserne 130,132 kan være digitalisert i analog/digital-omformere og behandlet ved hjelp av en signalbehandlingsmodul 134, som gjenvinner symbolene fra trykkvariasjonene og så sender data som er gjenvunnet fra symbolene, til en datamaskin 135 hvor den overførte informasjon kan aksesseres av boreoperatørene.
Det er kjent flere slampulstelemetri-systemer på området. Disse innbefatter positiv puls, negativ puls og kontinuerlig bølge. I et positivt pulssystem skaper ventilmekanismen 106 i senderen 105 en trykkpuls ved høyere trykk enn det i boreslammet ved forbigående å begrense strømning i borestrengen 112.1 et negativt slampulstelemetri-system skaper ventilmekanismen 106 en trykkpuls ved lavere trykk enn det i slammet ved å ventilere en liten mengde av slammet i borestrengen 112 gjennom en ventil 106 til brønnringrommet 113.1 både positive og negative pulssystemer forplantes trykkpulsene til overflaten gjennom boreslammet i borestrengen 112 og blir detektert av trykktransduserne 130,132. For å sende en strøm med data blir en rekke trykkpulser generert i et mønster som kan gjenkjen-nes av signalbehandlingsmodulen 134.
De trykkpulser som genereres av positive og negative pulssystemer er dis-krete trykkbølger. Kontinuerlig bølgetelemetri kan genereres med en roterende ventil eller "slamsirene". I et kontinuerlig bølgesystem roterer ventilmekanismen 106 for gjentatt å avbryte strømningen av boreslammet i borestrengen 112. Dette gjør at det genereres en periodisk trykkbølge ved en frekvens som er proporsjonal med avbruddshyppigheten. Informasjon blir så overført ved å modulere fasen, frekvensen eller amplituden til den periodiske bølge på en måte som er relatert til de data som er målt nede i borehullet.
Telemetritrykkbølgen som overfører informasjon fra senderen 105 til trykktransduserne 130,132 blir utsatt for dempning, refleksjoner og støy mens de be-veger seg gjennom boreslammet. Signaldempningen, når bølgen passerer gjennom slamkanalen, behøver ikke å være konstant over det område med frekvenskomponenter som er tilstede i telemetritrykkbølgen. Lavere frekvenskomponenter blir vanligvis utsatt for mindre dempning enn høyere frekvenskomponenter. Trykk-bølgene blir også reflektert fra bunnen av brønnen og blir i det minste delvis reflektert ved eventuelle akustiske impedansmistilpasninger i borestrengen 112 og slamsystemet på overflaten, dvs. slampumpene 115, overflate rø ret 117, slamrøret 118, rotasjonsslangen 119, svivelen 154 og pulsdempeme 116. Den signaltrykk-bølge som ankommer til trykktransduserne 130,132 på slamrøret 118 er følgelig en overlagring av hovedbølgen fra senderen 105 og flere reflekterte bølger. Resultatet av refleksjonene og den frekvensavhengige dempning er at hver av de overførte symboler blir spredt ut i tid og interfererer med symboler som kommer foran og følger etter disse overførte symboler. På det digitale kommunikasjonsområdet er dette kjent som intersymbolinterferens (ISI).
Trykkbølger fra slampumpene 115 på overflaten bidrar med betydelige støymengder. Pumpestøyen er hovedsakelig resultatet av frem- og tilbakegående bevegelse av slampumpestempler og har en harmonisk beskaffenhet. Trykk-bølgene fra slampumpene 115 forplanter seg i motsatt retning av den bølge som bærer hovedinformasjonen, nemlig fra overflaten ned gjennom borestrengen 112 til borkronen 111. Trykktransduserne 130,132 detekterer trykkvariasjoner som er representative for summen av signalbølgene og støybølgene. Komponenter av støyen fra slampumpene 115 på overflaten kan være tilstede i det frekvensområde som brukes til overføring av telemetribølgen. I visse tilfeller kan komponentene til støybølgerfra slampumpen 115 ha betydelig større effekt enn den mottatte tele-metribølge, noe som gjør korrekt deteksjon av de mottatte symboler meget vanskelig. Ytterligere støykilder nede i borehullet kan innbefatte boremotoren 110, og borkronens 111 vekselvirkning med den formasjon som bores. Alle disse faktorer forringer kvaliteten av det mottatte trykksignal og gjør det vanskelig å gjenvinne den overførte informasjon.
Mekanisk vibrasjon av riggen 150 og elektrisk støy som koples inn i de elektriske ledninger som overfører de elektriske signaler fra sensorene 130,132 til signalmottakeren 135 på overflaten, kan også forringe mottakelsen av det ønskede telemetrisignal.
Forsøk på å finne løsninger for å redusere forstyrrende effekter i MWD-telemetrisignaler er ikke nytt, og mange teknikker er blitt foreslått. De fleste av disse teknikkene konsentrerer seg om å redusere interferensen fra slampumpestøy. US-patent nr. 3,302,457 utstedt til Mayes, beskriver f .eks. en metode til å redusere slampumpestøy basert på å kombinere utgangene fra en statisk trykksensor og en differensialtrykksensor. US-patent nr. 3,555,504 utstedt til Fields, beskriver en fremgangsmåte som benytter to trykkuttak ved atskilte punkter på overflatere ret. Trykkuttakene er koplet til strømningsledninger som forsinker trykkbølgen fra ett uttak i forhold til det annet slik at pumpestøykomponentene fra begge uttak vil være i fase ved en differensialtrykkmåler og dermed kansellere pumpestøyen. US-patent nr. 3,488,629 utstedt til Claycomb, beskriver en utvidelse av den teknikk som er beskrevet i Fields '504-patent, som innbefatter en tilbakeslagsventil i strømningsledningene for å redusere reflekterte bølger i strømningsledningene.
US-patent nr. 3,747,059 utstedt til Garcia, beskriver et elektronisk støyfilter-system som eliminerer falsk deteksjon forårsaket av slampumpestøybølger som er reflektert fra rotasjonsslangen. Det elektroniske støyfiltersystem er koplet til minst to trykkfølsomme transdusere anordnet ved atskilte punkter på slampumpesiden av den fleksible slange. Elektroniske kretser i det elektroniske støyfiltersystem inn-fører relative forsinkelser så vel som amplide- og fase-justeringer av det signal som detekteres av transduserne. Etter forsinkelsene og amplitude- og fase-justeringene blir slampumpestøykomponentene i signalene innrettet i fase og kan subtraheres, noe som etterlater bare signalet fra bunnen av hullet. US-patent nr. 3,716,830 utstedt til Garcia, beskriver et alternativt system som eliminerer falsk deteksjon forårsaket av slampumpestøybølger som er reflektert fra rotasjonsslangen, ved å anbringe én av transduserne etter rotasjonsslangen på den side som er lengst bort fra slampumpene. De systemer som er beskrevet i Garcias '830-patent reduserer bare effekten av slampumpestøybølger som er reflektert fra rotasjonsslangen; andre refleksjoner eller forvrengninger av støy- eller signal-bølger blir ikke tatt hensyn til.
US-patent nr. 3,742,443 utstedt til Foster m. fl., beskriver et støyreduk-sjonssystem som benytter to trykksensorer ved atskilte posisjoner. Den optimale avstand mellom sensorene er en kvart bølgelengde ved frekvensen til telemetri-signalbærebølgen. Signalet fra den sensor som er nærmest slampumpene, blir ført gjennom et filter med en karakteristikk som er relatert til den amplitude- og fase-forvréngning som slampumpestøy-komponenten møter når den forplanter seg mellom de to atskilte punkter. Det filtrerte signal blir forsinket og så kombinert med det signal som er utledet fra den sensor som er lengst bort fra slampumpene. Kombinering av signalene resulterer i destruktiv interferens av slampumpestøyen og konstruktiv interferens av telemetristgnalbølgen, på grunn av avstanden på en kvart bølgelengde mellom sensorene. Den kombinerte utgang blir så ført gjennom et annet filter for å redusere forvrengning innført av signalbehandlings- og kombi-nerings-operasjonen. Systemet tar ikke hensyn til forvrengning innført i telemetri-signalbølgen mens den forplanter seg gjennom slamsøylen fra senderen ved bunnen til overflatesensorene. Filteret på den kombinerte utgang antar også at slam-pumpestøybølgen som forplanter seg fra slamppumpene mellom de to sensorer, møter de samme forvrengningsmekanismer som telemetrisignalbølgen som forplanter seg i motsatt retning mellom det samme sensorpar. Denne antakelse gjel-der imidlertid ikke alltid i virkelige MWD-systemer.
US-patent nr. 4,215,425 utstedt til Waggener, beskriver et koherent fase-skiftnøklet (PSK) demodulasjonssystem som innbefatter en dif fe rensialf iltre rings-operasjon for kansellering av slampumpestøy ved å benytte to sensorer som er atskilt med en kvart bølgelengde. US-patent nr. 4,262,343 utstedt til Claycomb, beskriver et system hvor signaler fra en trykksensor og en fluidhastighetsdetektor blir kombinert for å kansellere slampumpestøy og fremheve signalet fra bunnen av borehullet. US-patent nr. 4,590,593 utstedt til Rodney, beskriver et støykanselle-ringssystem med to sensorer i likhet med de som er beskrevet av Garcia og Foster m. fl., men som innbefatter en variabel forsinkelse. Forsinkelsen blir bestemt ved å bruke en minste middelkvadrat-algoritme under fravær av nedhulls data-overføring.
US-patent nr. 4,642,800 utstedt til Umeda, beskriver en støyreduksjons-måte som innbefatter å fremskaffe en "gjennomsnittlig pumpesignatur" ved å dan-ne et gjennomsnitt over et visst antall pumpeperioder. Antakelsen er at telemetrisignalet ikke er periodisk med samme periode som pumpestøyen, og dermed vil være gjennomsnittlig lik null. Pumpesignaturen blir så subtrahert fra det innkom-mende signal for å etterlate en rest som bør inneholde mesteparten av telemetrisignalet. US-patent nr. 5,146,433 utstedt til Kosmala m. fl., benytter signaler fra posisjonssensoren på slampumpene som innganger til et system som relaterer slampumpetrykket til pumpestemplenes posisjon. Støysignaturen til slampumpene blir således forutsagt fra posisjonene til slamstemplene. Den forutsagte pumpe-støysignatur blir subtrahert fra det mottatte signal for å kansellere pumpestøy-komponenten i det mottatte signal.
US-patent nr. 4,715,022 utstedt til Yeo, beskriver en signaldeteksjons-metode for slampulstelemetrisystemer som benytter en trykktransduser på den gassfylte side av pulsdemperen for å forbedre deteksjon av telemetribølgen i nær-vær av slampumpestøy. Én av de beskrevne utførelsesformer innbefatter en annen trykktransduser anordnet på overf laterørene mellom demperen og borestrengen, og en signalformer for å kombinere signalene fra de to transduserne.
US-patent nr. 4,692,911 utstedt til Scherbatskoy, beskriver en måte til å redusere slampumpestøy ved å subtrahere fra det mottatte slamrartrykksignal, det signal som ble mottatt T sekunder tidligere, hvor T representerer perioden til pum-peslagene. Det mottatte slamrørtrykksignal kommer fra en enkelt mottaker. En forsinkelseslinje blir brukt til å lagre det forsinkede slamrørtrykksignal, og dette blir så subtrahert fra det aktuelle slamrørtrykksignal. Dette danner et kjervfilter med kjerver ved heltallige multipler av pumpeslagfrekvensen. Telemetrisignalet behø-ver så å bli gjenvunnet fra utgangen av subtraheringsoperasjonen som innbefatter telemetrisignalet pluss forsinkede kopier av telemetrisignalet.
Det må fremskaffes et styresignal som styrer forsinkelsen T. Styresignalet kan fremskaffes fra en mekanisk sensor anbrakt på slampumpen, som produserer pulser med en frekvens som er proporsjonal med slagfrekvensen til slampumpen. I en alternativ utførelsesf orm blir tidsstyringssignalet ekstrahert fra slamrørtrykk-signalet. Tidspulsene eller taktpulsene for å bestemme forsinkelsen T, blir frembrakt av en faselåst sløyfe som sporer den 512 harmoniske til slampumpene. US-patent nr. 4,866,680 utstedt til Scherbatskoy, beskriver en forbedring av den fremgangsmåte som er beskrevet i Scherbatskoys '911-patent, som innbefatter bruk av et Wiener-filter (i virkeligheten en lineær utjevner) for å redusere den telemetri-signalforvrengning som forårsakes av den subtraheringsoperasjon som blir brukt til å redusere slampumpestøyen.
US-patent nr. 4,730,281 utstedt til Rodney, beskriver et adaptivt bøttekjede-filter med en tilbakekoplingssløyfe istedenfor den forsinkelse som brukes av Scherbatskoy, til å frembringe en kjervefilterrespons som fjerner en periodisk støy og dens harmoniske samtidig som det også reduserer de forsinkede kopier av telemetrisignalet forårsaket av kjervfilterresponsen.
US-patent nr. 4,878,206 utstedt til Grosso m. fl., beskriver en adaptiv filtre-ringsmetode for å redusere støy forårsaket av rotasjonsbordets rykkevise bevegelser. Systemet som er beskrevet i '206-patentet benytter målinger av torsjonen til rotasjonsbordet som en referanseinngang til en adaptiv støykansellerer. Hoved-signalinngangen til støykansellereren er det målte slamrørtrykk. Formålet med støykanselleirngssystemet som er beskrevet i Grossos m. fl., '206-patent er å redusere effektene av variasjoner i det målte slamrørtrykk som forårsakes av rotasjonsbordets rykkende bevegelser.
US-patent nr. 5,490,121 utstedt til Gardner m. fl., beskriver en ikke-lineær adaptiv utjevner for å redusere ikke-lineær forvrengning av telemetrisignalet. Den ikke-lineære utjevner mottar et inngangssignal fra en trykktransduser og sender signalet gjennom en bank med ikke-lineære funksjonselementer. Signalet blir så behandlet ved hjelp av et parallelt sett med lineære, eller beslutningstilbakekople-de, utjevnere. En lineær utjevner mottar det umodifiserte inngangssignal som sin inngang, og de andre lineære utjevnere mottar sine innganger fra utgangen til et ikke-lineært funksjonselement. Utgangssignalene fra de lineære utjevnere blir summert for å frembringe den ikke-lineære utjevnerens utgangssignal.
US-patent nr. 5,969,638 utstedt til Chin, beskriver en signalprosessor for bruk i forbindelse med MWD-systemer. Signalprosessoren forbinder signaler fra et antall signalmottakere på slamrøret, atskilt med mindre enn én-kvart bølgelengde for å redusere slampumpestøy og refleksjoner som forplanter seg i retning ned gjennom borehullet. Signalprosessoren isolerer den deriverte av den fremad for-plantende bølge, dvs. den bølge som forplanter seg opp langs borestrengen, ved å ta tids- og rom-deriverte av bølgeligningen. Demodulasjon blir så basert på den deriverte av bølgen som forplanter seg fremover. Signalprosessoren krever at sig-nalmottakeme er atskilt med en avstand på fra fem til femten prosent av en typisk bølgelengde.
Fig. 2 viser et eksempel på det tidligere nevnte elektromagnetiske teleme-trisystem som benyttes med MWD-systemer. De målte data blir brukt til å modulere en elektromagnetisk bølge istedenfor den akustiske bølge som benyttes ved slampulstelemetri. Kommunikasjonskanalen er ikke lenger slamsøylen i borestrengen. Elektromagnetisk telemetri blir ofte brukt ved boring under anvendelse av "underbalanser!" boreslam". Boreslammet blir luftet ved typisk underbalansen"
boring slik at slamtrykket nede i borehullet er omtrent det samme som trykket i formasjonen for derved å hindre skade på formasjonen. En elektromagnetisk sender 201 erstatter den akustiske sender (105 på fig. 1) i bunnhullsanordningen. Senderen 201 genererer en elektromagnetisk bølge ved å frembringe en tidsvarie-rende potensialdifferanse over et isolerende gap 202. Den elektromagnetiske bøl-ge forplanter seg gjennom jorden til overflaten. Signalet ved overflaten blir målt som potensialdifferansen mellom to eller flere atskilte punkter 210, 212, 214. Overflatesignalmålingen kan f .eks. bestå av differansen i elektrisk potensial mellom det som er målt ved brønnhodet 210 og andre elektriske ledere 212, 214 i kontakt med jorden i en viss avstand fra brønnhodet 210. En sensor ved brønn-hodet måler det elektriske potensial ved dette punktet. Sensoren sender et signal 211 som er representativt for dette elektriske potensial til signalbehandlingsmodulen 134. En sensor 212 ved en annen posisjon måler det elektrisk potensial ved den annen posisjon. Et signal 213 som er representativt for det elektriske potensial som måles ved hjelp av denne annen sensor, blir også sendt til signalbehandlingsmodulen 134. Differansen i potensial mellom disse to posisjonene er repre-sentativ for det elektromagnetiske telemetrisignal som mottas på overflaten. Signalbehandlingsmodulen gjenvinner de overførte symboler og så databitene.
Elektrisk utstyr med høy effekt, slik som slampumpene 115 og rotasjonsbordets 154 drivmotor, kan indusere elektriske strømmer i jorden nær overflaten. Denne elektriske støyen kan også ha en harmonisk beskaffenhet og oppvise til-svarende problemer for den elektromagnetiske telemetri som slampumpestøyen gjør for slampulstelemetrien.
Oppfinnelsen fremlegger en fremgangsmåte for reduksjon av støy fra pumper ved brønntelemetri, hvor det spores en egenskap ved minst en overtone i en pumpestøykomponent i det målte telemetrisignal. Fremgangsmåten kjennetegnes ved at det bestemmes egenskapen til støykomponenten for minst én annen overtone av denne, idet den førstnevnte minst ene overtonen har en frekvens utenfor et telemetrisignalbånd og den minst andre overtonen har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet. Det genereres så en støyreferanse ut fra dette og det kombi-neres støyreferansen med det målte telemetrisignal for å generere et støykansel-lert telemetrisignal.
Fremgangsmåten innbefatter å spore en karakteristikk ved minst én harmonisk av en støykomponent i det målte telemetrisignal. Den minst ene harmoniske har en frekvens utenfor et telemetrisignalbånd. Karakteristikken til støykom-ponenten blir bestemt for minst én annen harmonisk av denne. Den annen harmoniske har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet.
I noen utførelsesf ormer er karakteristikken øyeblikksfrekvensen til den harmoniske. I noen utførelsesformer er karakteristikken øyeblikksfasen. I noen utførelsesformer blir karakteristikken sporet for et antall harmoniske som har frekvenser utenfor telemetrisignalbåndet.
I noen utførelsesformer blir det detekterte telemetrisignal båndpassfiltrert innenfor telemetrisignalbåndet, og blir filtrert utenfor telemetrisignalbåndet forut for sporingen for å forbedre genereringen av støyreferansen.
I noen utførelsesformer innbefatter kombineringen adaptiv støykansetlering. I noen utførelsesformer innbefatter kombineringen å estimere en amplitude og øyeblikksfasen og -frekvensen til støykomponenter innenfor telemetrisignalbåndet fra den sporede karakteristikk, å rekonstruere støykomponentene innenfor telemetrisignalbåndet fra den estimerte amplitude og øyeblikksfrekvensen og -fasen, og å summere de rekonstruerte støykomponenter med det detekterte telemetrisignal.
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse og de vedføyde patentkrav, under henvisning til tegningene, hvor: fig. 1 illustrerer et eksempel på et boresystem som innbefatter et MWD-system med slampulstelemetri;
fig. 2 illustrerer et eksempel på et boresystem som innbefatter et MWD-system med elektromagnetisk telemetri;
fig. 3 er et skjema over et eksempel på et subtraktivt støykansellerings-system som innbefatter en støyregenerator basert på estimater av øyeblikksfrekvensen, amplituden og fasen til støyen;
fig. 4 er et skjema over et eksempel på en adaptiv støykansellerer med en støyreferanseinngang levert fra en øyeblikksfrekvens- eller øyeblikksfase-sporingskrets;
fig. 5(a) er et skjema over et eksempel på en kombinert utjevner/støy-kansellerer basert på en flerkanals utjevnerstruktur;
fig. 5{b) er et skjema over utjevner/støykanselleringssystemet på fig. 5{a)
innbefattende en tilbakekoplet beslutningsseksjon;
fig. 6{a) er et skjema over et typisk digitalt mottakersystem;
fig. 6(b) er et skjema over en kvadraturblander og en basisbånd-filtreringsmodul som benyttes i en digital mottaker;
fig. 7(a) er et skjema over en flerkanals diversitetsmottaker som innbefatter
harmonisk støykansellering på hver inngang;
fig. 7(b) er et skjema over et kombinert flerkanals utjevner/støykansel-leringssystem;
fig. 8 er et skjema over en typisk adaptiv støykansellerer;
fig. 9(a) er en frekvensdomene-representasjon av den harmoniske beskaf-fenheten til slampumpestøy fra én enkelt slampumpe og hvordan den kan over-lappe telemetrisignalet;
fig. 9(b) er en frekvensdomene-representasjon av spekteret til slampumpe-støy som frembringes av to tripleks-slampumper som kjøres ved forskjellige slag-frekvenser; og
fig. 10 er et skjema over en digital faselåst sløyfe for sporing av en harmonisk av en støykomponent.
Ett eksempel på et boresystem som innbefatter et MWD-system, som vist på fig. 1, omfatter et slampulstelemetrisystem. Slampulstelemetrisystemet som er forklart tidligere, innbefatter en målemodul 102 (som innbefatter én eller flere transdusere eller sensorer), en elektronikkenhet 103, en modulator 104, en sender 105, en slam-(telemetri)-kanal, sensorer 130,132, en signalbehandlingsmodul 134 og en datamaskin 135. Målemodulen 102, elektronikkenheten 103, modulatoren 104 og senderen 105 svarer til nedhullsdelen av telemetrisystemet, og sensorene 130,132, mottakeren 134 og datamaskinen 135 svarer til overflatedelen av telemetrisystemet. Slamkanalen består av en akustisk bane i boreslammet inne i borestrengen 112, kellyen 153, svivelen 154, rotasjonsslangen 119, slamrøret 118, overflaterøret 117, pulsdemperne 116 og slampumpene 115. Slamkanalen forbinder nedhullsdelen av telemetrisystemet operativt med overflatedelen av telemetrisystemet. Målemodulen 102 genererer meldinger som kan sendes til datamaskinen 135. Disse meldingene innbefatter informasjon som er av interesse for boreoperatørene, f.eks. retnings- og boredata og geologiske formasjonsdata. Målemodulen 102 innbefatter én eller flere transdusere (eller sensorer) 101 som måler valgte parametere, slik som bore- og/eller petrofysiske grunnformasjonspara-metere og genererer elektriske signaler relatert til de målte parametere.
De målinger som utføres av transduserne 101 i målemodulen 102, kan digitaliseres ved å føre dem gjennom en analog/digital-omformer (ikke vist). En gruppe med binære sifre, eller biter, blir således generert, som representerer målingene (heretter kalt måleord), blir overført til elektronikkenheten 103.1 elektronikkenheten 103 kan ekstra biter tilføyes måleordene. De ekstra bitene kan benyttes til feildeteksjon og korreksjon eller til å identifisere måleordene. Måleordene kan også filtreres eller komprimeres for å forbedre båndbreddeeffektiviteten. Elektro-nikkmodulen 103 kan gruppere måleordene i datarammer. Ekstra biter for ramme-synkronisering, kanalidenttfikasjon, utjevnertrening eller feildeteksjon og feilkor-reksjon kan være innbefattet i datarammene. Formatet til telemetrien som i virkeligheten benyttes i noen utførelsesform ifølge oppfinnelsen, er kun et valg for sys-temkonstruktøren, og er ikke ment å begrense oppfinnelsen.
Utgangen fra elektronikkenheten 103 er en bitstrøm som blir matet til modulatoren 104. Modulatoren 104 grupperer bitene fra utgangen av elektronikkenheten 103 i symboler og påtrykker så disse symbolene på en bølgeform som er egnet for forplantning over slamkanalen. Størrelsen av et symbol kan være én eller flere biter. Utgangen fra modulatoren 104 blir overført til senderen 105 som produserer trykkpulsene eller bølgene som forplanter seg gjennom slamkanalen. Te-lemetribølgeformen kan være en basisbåndbølgeform. I dette eksempelet blir symboler overført ved å benytte en teknikk kalt linjekoding. Eksempler på linjekoding som kan benyttes til å påtrykke informasjonen på basisbåndbølgeformen, innbefatter ingen retur til null (NRZ, non-return-to-zero), Manchester-kode, Miller-kode, tidsanalog og pulsposisjons-modulasjon. Linjekoder for slampulstelemetri er kjente på området. Se f.eks. S. P.Monroe, Applying Digital Data- Encoding Techniques to Mud Pulse Telemetry, artikkel nr. 20326, Proceedings of the Petroleum Computer Conference, Denver, 25.-28. juni 1990, sidene 7-16, Society Of Petroleum Engineers, Richardson, TX.
Istedenfor å bruke linekoding kan modulatoren 104 og senderen 105 alternativt påtrykke symbolene på en egnet bærer ved å variere amplituden, fasen eller frekvensen til en bærer, vanligvis et sinussignal, I samsvar med verdien av en enkelt bit eller en gruppe med biter som utgjør et symbol. Denne prosessen bli kalt modulasjon. Under modulasjon med binær faseskiftnøkling (BPSK) blir f.eks. fasen til et bæresignal med konstant amplitude omkoplet mellom to verdier i henhold til de to mulige verdiene av et binært siffer, svarende henholdsvis til binær 1 og 0. Eksempler på andre modulasjonstyper innbefatter amplitudemodulasjon (AM), frekvensmodulasjon (FM), minimumskiftnøkling (MSK), frekvensskiftnøkling (FSK), faseskiftnøkling (PSK), fasemodulasjon (PM), kontinuerlig fasemodulasjon (CPM), kvadraturamplitudemodulasjon (QAM) og trelliskodemodulasjon (TCM). Disse mo-dulasjonstypene og de forannevnte linjekoder er kjent på området. Se f.eks. John G. Proakis, Digital Communications, 3. utgave, McGraw-Hill, Inc. (1995), og Theo-dore S. Rappaport, Wireless Communications, stiene 197-294, Prentice Hail, Inc.
(1996).
Senderen 105 benytter det telemetribølgeformsignal som genereres av modulatoren 104 til å regulere ventilmekanismen 106, som endrer strømningen av slam i borestrengen 112 for å generere en trykkbølge. I én utførelsesf orm er me-kanismen 106 en roterende ventil eller "slamsirene" som genererer periodiske bølgeformer i fluid. Et eksempel på en slamsirene er beskrevet i US-patent 5,375,098 utstedt til Malone m.fl., og som tilhører foreliggende patentsøker. Ventilmekanismen 106 må ikke være en slamsirene, men kan alternativt være en type som genererer positive trykkpulser eller negative trykkpulser. Slike ventiler kan være av en hvilken som helst type som er velkjent på området.
Den signalbølge som genereres av senderen 105 og ventilmekanismen 106, forplanter seg til mottakeren 134 gjennom slamkanalen. Slamppumpene 115 frembringer den slamstrøm som passerer fra slamtankene 114, gjennom over-flaterørledningen 117, slamrøret 118, rotasjonsslangen 119, svivelen 154, kellyen 153, borestrengen 112, ut gjennom dyser i borkronen 111 for å bli returnert til overflaten via ringrommet 113. På overflaten blir slammet tilbakeført til slamtankene 114 hvor kutt fra bergarter også blir fjernet fra slammet.
Pumpevirkningen til slampumpene 115 er generelt periodisk og frembringer derfor en konstant strømningskomponent med periodiske komponenter som ér overlagret på denne. De periodiske komponentene til slamstrømmen kan uttryk-kes ved en ligning som har formen:
hvor P representerer antallet slampumper, fj representerer grunnfrekvensen (1.
harmoniske) for å den i. pumpe, k representerer den harmoniskes nummer og tøk representerer den innledende fase av den k. harmoniske fra den i. pumpe, aik representerer amplituden til den k. harmoniske fra den i. pumpe. Slampumpestøyen kan således karakteriseres som et sett med "toner" der hver tone inntreffer ved en heltallig multippel av slampumpens grunnfrekvens. Pulseringsdempeme 116 på utløpssiden av slampumpen 115 bidrar til å glatte svingninger i slampumpetrykket og strømningen, men støyen fra slampumpene 115 er ofte betydelig større enn MWD-telemetrisignalet som ankommer til jordens overflate. Grunnfrekvensen til
den periodiske komponenten i utgangen fra hver slampumpe kan være tidsvarie-rende. Amplitudene til noen av de harmoniske toner kan være betydelig større enn andre, avhengig av pumpetypen. For eksempel vil en triplekspumpe (pumpe med tre sylindere) ha hoveddelen av sin støy tilstede ved multipler av vedkommende pumpes tredje harmoniske. Dermed blir den tredje, sjette, niende, tolvte harmoniske osv. fremherskende for en triplekspumpe. I de fleste tilfeller er de tredje og sjette harmoniske de største. For en duplekspumpe (to sylindere) vil likeledes den annen, fjerde, sjette, osv. harmoniske være fremherskende.
Én eller flere transdusere (eller sensorer) slik som transduserne 130,132, som er anordnet på jordoverflaten, måler minst én parameter relatert til slambøl-gene. Sensorene 130,132 genererer elektriske signaler 131,133 som er representative for disse parameterne. I ett eksempel på en utførelsesf orm måler transduserne 130,131 slamtrykk og/eller endringer i slamtrykk. Det målte trykk er i stor grad summen av en telemetrisignalkomponent og en slampumpestøykomponent. Andre typer målinger, f.eks. av slamstrømningshastighet, kan også benyttes i andre utførelsesformer av oppfinnelsen. Utgangen 131 fra transduseren 130 kan digitaliseres i en analog/digital-omformer for etterfølgende behandling av en digital
signalprosessor 134 eller en annen digital datamaskin. Lignende behandling kan anvendes på utgangen 133 fra transduseren 132.
Telemetrisignalet opptar et forholdsvis smalt frekvensområde, mens slam-pumpestøykomponentene er spredt over et meget bredere frekvensområde. Noen av slampumpestøykomponentene vil falle innenfor det frekvensområde som benyttes til overføring av telemetrisignalet (heretter kalt telemetrisignalbåndet). Sjan-sene for korrekt deteksjon av telemetrisignalet vit bli forbedret hvis slampumpe-støykomponentene ble redusert i størrelse eller fjernet fra det kombinerte signal og støykomponentene som er målt ved hjelp av transduserne 130,132. Forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer måter for i det vesentlige å kansellere slampumpestøykomponentene i signalene 131,133 som er generert av transduserne 130,132.
Driftsfrekvensen (slagfrekvensen) til slampumpene og dermed frekvensen til slampumpestøyen (og harmoniske), er ikke konstant over tid. For i vesentlig grad å redusere slampumpestøykomponenten til det mottatte telemetrisignal, er det ønskelig å spore eller følge disse endringene i slampumpestøykarakteristikk-kene. I visse utførelsesformer av oppfinnelsen kan de slampumpestøykomponen-tene som faller innenfor telemetrisignalbåndet, estimeres fra karakteristikker ved harmoniske multippeltrekvenser av slampumpestøyen som faller på utsiden av telemetrisignalbåndet. Effektforholdet i noen av de harmoniske av slampumpe-støyen som faller utenfor telemetrisignalbåndet (spesielt de "dominerende" harmoniske) i forhold til bakgrunnsstøynivået kan være meget høyt. I visse tilfeller kan effektforholdet mellom slampumpestøyen og effekten i bakgrunnsstøyen være flere størrelsesordener. Ved å spore disse slampumpeharmoniske som har høy effekt, blir det derfor mulig å fremskaffe meget gode estimater av karakteristikkene til disse støytonene. Det harmoniske forhold mellom slampumpestøytonene kan så benyttes til å bestemme karakteristikkene til harmoniske slampumpestøytoner som er tilstede innenfor telemetrisignalbåndet. Når gode estimater av karakteristikkene til de harmoniske støytoner innenfor telemetrisignalbåndet er bestemt, er det mulig å hovedsakelig kansellere, eller i det minste i betydelig grad å redusere, virkningene av slampumpestøyen på det detekterte telemetrisignal.
Én karakteristikk ved slampumpestøyen som kan spores, er øyeblikksfrekvensen til en harmonisk multippel av pumpestøyen. Flere metoder for sporing
av den øyeblikkelige vinkelfrekvens til sinusbølgeformer, eller kisoider med komplekse verdier, i støy er kjent på området. Mange av disse frekvenssporingsmeto-dene er basert på adaptive kjervfilterstrukturer eller på flere frekvenssporere. Eksempler på frekvenssporingsmetoder er beskrevet i følgende referanser: Bor-Sen Chen, Tsang-Yi Yang og Bin Hong Lin, Adaptive noten filter by direct frequency estimation, Signal Processing 27 (1992), sidene 161-176; Petr Tichavsky og Peter Handel, Two Atgorithms for Adaptive Retrieval ofSlowly Time- Varying Multiple, Cisoids in Noise, IEEE Transactions on Signal Processing, Vol. 43, nr. 5, mai 1995, sidene 1116-1127; Petr Tichavsky og Arye Nehorai, Comparative Study of Four Adaptive Frequency Trackers, IEEE Transactions on Signal Processing, vol. 45, nr. 6, juni 1997, sidene 1473-1484; Petr Tichavsky og Peter Handel, Ftecursive estimation oflinearly or harmonically modulated frequencies of multiple cisoids in noise, I: International Conference on Acoustics, Speech and Signal Processing, ICASSP Commitee, Munich, 1997, sidene 1925-1928. Det foregående er bare
angitt som eksempler på frekvenssporingsmetoder som kan benyttes i forbindelse med oppfinnelsen, og det skal forstås at frekvenssporingsmetoder som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, ikke er begrenset til de foregående eksempler.
Disse og andre frekvenssporingsalgoritmer opererer på tidssamplede data. Disse algoritmene estimerer de øyeblikkelige vinkelfrekvensene co til én eller flere sinusoider med reelle verdier eller kisoider med komplekse verdier i støyen. I tilfel-le av en sinusoide er vinkelfrekvensen co relatert til sinusoidens frekvens f og samplingsfrekvensen f$,
En første utførelsesform av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet. Et signal be-stående av et telemetrisignal, slampumpestøy og bakgrunnsstøy blir mottatt av transduserne (130,132 på fig. 1) på jordoverflaten. Den M. harmoniske av slam-pumpestøyen er til stede ved en frekvens som er innenfor telemetribåndet og interfererer med mottakelsen av det ønskede telemetrisignal. Fordi den M. harmoniske av slampumpestøyen er tilstede i det samme bånd som telemetrisignalet, er det vanligvis ikke mulig å oppnå meget gode estimater av karakteristikkene (amplitude, frekvens og fase) til den interfererende støy ut fra målinger tatt direkte på den M. harmoniske. Vinkelfrekvensen til den M. harmoniske er relatert til vinkelfrekvensen til den grunnharmoniske av slampumpen, som beskrevet i ligning 3.
Bedre estimater av karakteristikkene til slampumpestøyen kan oppnås ved å utnytte det harmoniske forhold mellom støytonene. Betrakt en harmonisk av slampumpestøyen som er tilstede ved en frekvens utenfor telemetrisignalbåndet, f.eks. den N. harmoniske. Som beskrevet tidligere, er forholdet mellom effekten i denne N. harmoniske og bakgrunnsstøynivået meget høyt. En frekvenssporings-algoritme blir brukt til å spore denne N. harmoniske. Ved et diskret tidspunkt n tilveiebringer frekvenssporingsalgoritmen et estimat av den øyeblikkelige vinkelfrekvensen til den N. harmoniske. Estimatet av øyeblikksvinkelf rekvensen til den M. harmoniske blir så bestemt fra estimatet av øyeblikksvinkelverdien av den N. harmoniske, som beskrevet i ligningen 4, Superindeksen A blir brukt til å betegne en estimert verdi. Et estimat av øyeblikksfasen 6m til den M. harmoniske kan bestemmes fra ligning 5,
Øyeblikksfasen kan initialiseres til den innledende fase for den M. harmoniske hvis den lett kan estimeres, ellers kan den initialiseres til 0.1 denne utførel-sesform av oppfinnelsen er den innledende fasen til støytonen ikke en kritisk parameter og behøver ikke å bli estimert. En sampel av en støyreferansebølgeform
wM for den M. harmoniske av støyen kan genereres fra øyeblikksfasen ved diskre-te tidspunkter n,
Støyreferansebølgeformen blir så benyttet som en referanseinngang til et adaptivt støykanselleringssystem. Bernhard Widrow m. fl., i, Adaptive Noise Canceliing: Principles and Applications, Proceedings of the IEEE, vol. 63, nr. 12, desember 1975, sidene 1692-1716 og John R. Glover i Adaptive Noise Canceliing Applied to Sinusoidai Interferences, IEEE Transactions on Acoustics, Speech and Signal Processing, vol. ASSP-25, nr. 6, desember 1977, sidene 484-491 beskriver typiske adaptive støykanselleringssystemer.
Fig. 8 viser et typisk adaptivt støykanselleringssystem 800 som kan benyttes i forbindelse med forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen. En hovedinn-gang 801 til en støykansellerer 810 er telemetrisignalet pluss den interfererende støy. En referanseinngang 802 til støykansellereren 810 er støyreferansen som genereres som tidligere forklart. Referanseinngangen 802 blir foldet eller konvol-vert med koeffisientene til et adaptivt filter 803 for å frembringe en filterutgang 806. Filterutgangen 806 blir så subtrahert fra hovedinngangen 801 i en summeringsenhet 807. Hvis utgangen 806 fra det adaptive filter 803 stemmer godt over-ens med karakteristikkene til den støy som er tilstede i hovedinngangen 801, så vil en utgang 809 fra summeringsenheten 807 bestå av telemetrisignalkomponenten i hovedinngangen 801 med den interfererende støy betydelig redusert. En adaptiv algoritme 804 tilveiebringer oppdaterte koeffisienter 805 for det adaptive filter 803. Den adaptive algoritme 804 tar som sine innganger referanseinngangen 802 og utgangen 809 fra summeringsenheten 807. Vanlig brukte algoritmer for tilpasning av koeffisientene til adaptive støykanselleringsfiltre, f.eks. minste middelkvadrat (LMS) og rekursive minste kvadrat (RLS)-algoritmer, forsøker å minimalisere vari-ansen i utgangen 809 fra summeringsenheten 807. Beskrivelser av typiske LMS-, RLS- og andre adaptive algoritmer, er f.eks. gitt i Simon Haykin, Adaptive Filter Theory, 3. utgave, Prentice Hall International Editions, 1996.
Slampumpestøykomponentene er ukorrelerte med telemetrisignalet, og den adaptive algoritme vil således justere koeffisientene til det adaptive filter 803 for å redusere den slampumpestøykomponent som er tilstede i hovedinngangen 801 mens telemetrisignalkomponenten hovedsakelig forblir uendret. Bruken av det adaptive filter 803 i den adaptive støykansellerer 810 eliminerer behovet for å fremskaffe nøyaktige estimater av amplitude- og innledende faseforskyvninger for den interfererende slampumpestøykomponent.
Hvis mer enn én slampumpestøyharmonisk forårsaker interferens innenfor telemetribåndet, så kan en støyreferansebølgeform for hver interfererende harmonisk genereres ved å anvende de forhold som er beskrevet i ligningene 3,4,5 og 6. Sporingsytelsen til øyeblikksfrekvenssporeren kan forbedres hvis det foran denne er anordnet et filter som tillater bare slampumpeharmoniske som er utenfor telemetribåndet (og som skal brukes til sporingsformål) å passere gjennom, mens frekvenser utenfor filterpassbåndet undertrykkes. Hvis flere harmoniske skal spores samtidig, så bør filterets passbånd velges for å tillate området med de flere harmoniske å passere gjennom filteret. Fig. 9{a) viser en del av et typisk slampumpestøyspektrum fra én enkelt, tripleksslampumpe (pumpe med tre sylindere). Bare den 1. til den 6. harmoniske 901, 902,903,904,905, 906 er vist. Legg merke til at den 3. harmoniske 903 og den 6. harmoniske 906 er større i amplitude enn de andre harmoniske. For å illu-strere hvordan kanselleringssystemet for slampumpestøy virker, kan følgende eksempel betraktes. Telemetrisignalet 907 blir sendt i en del av spekteret som over-lapper den grunnharmoniske 901 og den 2. harmoniske 903 av slampumpe-støyen. Formålet med den harmoniske støykansellerer er å fjerne telemetrisignalkomponenten 907 unødvendig forvrengning og å forkaste slampumpestøykompo-nentene 901 og 902. Fig. 4 viser en utførelsesf orm av et mottakersystem som innbefatter harmonisk frekvenssporing, adaptiv støykansellering og filtrering. Inngangen til støy-kanselleringssystemet består av digitaliserte sampler 401 av signalet 131 fra trykk-transduseren 130 på fig. 1. Inngangssamplene 401 passerer gjennom et filter 408 som tillater et område av frekvenser, innbefattede de harmoniske av slampumpe-støyen som skal spores, og passere gjennom, mens støy ved frekvenser utenfor det valgte frekvensområdet forkastes. I dette eksempelet er et ønskelig spore den 6. harmoniske 906, og derfor tillater filteret 408 den 6. harmoniske 906 å passere gjennom mens det undertrykker andre frekvenser. Spektralanalyse av de signaler som er målt av trykktransduserne {130,132 på fig. 1) kan benyttes til å anslå den tilnærmede grunnfrekvens og de harmoniske frekvensene til slampumpestøyen slik at sporingsalgoritmene kan settes opp til å spore støyen og generere de riktige støyreferansebølgeformer. Alternativt kan målinger fra en pumpeslagteller (ikke vist) på slampumpene 115 benyttes til å fremskaffe de tilnærmede slampumpe-støyfrekvenser, eller en bruker kan innføre de tilnærmede slampumpeslagfre-kvenser i programvaren via et brukergrensesnitt.
Den filtrerte slampumpestøy 409 danner inngangen til en øyeblikksfrekvenssporer 402. Øyeblikksfrekvenssporeren 402 estimerer øyeblikksfrekvensene til slampumpestøykomponentene innenfor telemetribåndet 901 og 902 fra fig. 9{a), fra den filtrerte komponent 409 som ligger utenfor båndet. Øyeblikksfrekvenssporeren 402 genererer støyreferansekomponenter 403 fra de estimerte øyeblikksfrekvensene til støykomponentene innenfor telemetribåndet. I det eksempel som er vist på fig. 4, blir to slampumpestøy-harmoniske antatt å interferere med telemetrisignalet, og dermed blir to støy-referansebølgeformer 403a, 403b generert ved hjelp av frekvenssporeren 402.
I mottakersystemet 400 opererer støykanselleringsseksjonen på basisbåndsampler med komplekse verdier. Basisbåndsamplene med komplekse verdier 407 i hovedinngangen 401 blir generert ved å føre hovedinngangen 401 med reell verdi gjennom en kvadraturblander og en basisbåndfiltermodul 406. Kvadraturblande-ren og basisbåndfiltermodulen 406 forskyver telemetribåndet som er sentrert på bærefrekvensen nedover i frekvens til basisbåndet og tillater telemetrisignal- og støykomponenter hvis frekvenser ligger innenfor telemetribåndet, å passere gjennom, men demper signaler og støy utenfor dette frekvensområdet. Virkemåten til kvadraturblandermodulen 406 vil bli diskutert mer detaljert nedenfor under henvisning til fig. 6(b). Basisbåndsamplene 407 utgjør hovedinngangen til en adaptiv støykansellerer 420 med komplekse verdier. Basisbåndsamplene 405a, 405b med komplekse verdier fra støyreferansebølgeformene 403a, 403b blir likeledes generert ved å bruke kvadraturblandermodulene 404a, 404b. Basisbånd-støyreferanse-samplene 405a, 405b utgjør støyreferanséinngangen til den adaptive støykansel-lererer 420. Utformingen av det adaptive filter 421 er maken til det adaptive filter 803 på fig. 8, bortsett fra at det opererer på sampler med komplekse verdier.
Støyreferansesamplene 405a, 405b blir multiplisert med koeffisientene til det adaptive filter 421 og summert for å frembringe et estimat for pumpestøyen 422. Utgangen 422 fra det adaptive filter 421 blir subtrahert fra hovedinngangen 407 i en summeringsoperasjon 423. En adaptiv algoritme 425 minimaliserer vari-ansen i utgangen 424 fra summeringsoperasjonen 423. Telemetrisignalet og slampumpestøyen er ikke korrelert med hverandre, slik at det adaptive filter juste-rer amplituden og fasen til komponentene i støyreferanseinngangen 405 for å kansellere dem fra kombinasjonen av telemetrisignal og slampumpestøy 407. Algoritmer for tilpasning av koeffisientene til det adaptive filter 421 er velkjente på området. Se f.eks. Simon Haykin, Adaptive Filter Theory, 3. utgave, Prentice Hall International Editions, 1996.
Etter støykansellering blir det støykansellerte signal 424 behandlet ved hjelp av mottakeren 410 for å gjenvinne dataene. Anvendelse av den rene støy-referanse, utledet fra øyeblikksfrekvenssporeren som sporer de harmoniske av slampumpestøyen som er utenfor telemetribåndet, som inngang til den adaptive støykansellerer, oppviser gode resultater.
Mange av de frekvenssporingsalgoritmer som er kjent på området, er i stand til å spore flere frekvenser samtidig, eller kan være koblet i kaskade for ef-fektivt å frembringe det samme resultat. Denne evnen til å spore flere frekvenser kan med fordel benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. Hvis mer enn én slampumpe blir benyttet i et boresystem av den type som er vist på fig. 1 f.eks., og hvis disse pumpene ikke er synkronisert, så vil hver pumpe generere et sett med harmonisk relaterte støyloner ved frekvenser relatert til vedkommende slam-pumpes grunnfrekvens. Fig. 9(b) viser en representasjon av en del av et typisk spektrum frembrakt av to tripleksslampumper som løper ved litt forskjellige grunn-frekvenser 911,921. Harmoniske fra de forskjellige slampumpene kan spores samtidig.
Anta f.eks. at telemetrisignalet blir overført i et frekvensområde som innbefatter grunnfrekvensen (1. harmoniske) 911,921 for hver slampumpe. Øyeblikksfrekvenssporeren er satt opp for å spore den 3. harmoniske for hver slampumpe 913,923. Støyreferansebølgeformeneforde interfererende harmoniske 911,921 fra hver slampumpe kan så genereres og benyttes som innganger til en adaptiv støykansellerer, slik som beskrevet tidligere under henvisning til fig. 4. Slampumper som er synkronisert vil frembringe slampumpestøy som synes å komme fra en enkelt slampumpe, med det totale antall sylindere proporsjonalt med antallet slampumper som er synkronisert. To tripleks-slampumper som er synkronisert med hverandre, vil f.eks. frembringe slampumpestøy maken til én enkelt, sekssylindret pumpe. Estimatet av grunnfrekvensen til en slampumpe kan forbedres ved samtidig å spore flere harmoniske av støyen fra vedkommende slampumpe. Dette aspektet ved oppfinnelsen vil nå bli beskrevet mer detaljert. Anta at p slampumpestøy-harmoniske blir sporet samtidig ved hjelp av en øyeblikksfrekvenssporer, hvor p er et heltall og p > 1. Estimatet av øyeblikksvinkelfrekvensen til en enkelt harmonisk er gitt av ligning 7,
hvor h representerer nummeret til den harmoniske, coi representerer en aktuelle øyeblikksvinkelfrekvensen til grunnfrekvenskomponenten i slampumpe-støyen og v* representerer en feil i estimatet av øyeblikksvinkelfrekvensen til den h harmoniske. Hvis dette var den eneste harmoniske som ble sporet, så ville estimatet av øyeblikksvinkelfrekvensen til den grunnharmoniske være gitt av ligning 8, ;Et forbedret estimat av grunnfrekvensen til slampumpen kan oppnås ved å benytte de estimerte vinkelfrekvensene til alle de p harmoniske som spores. Et minste kvadratestimat for grunnfrekvensen kan f.eks. fremskaffes som i ligning 9, ;Andre variasjoner av fremgangsmåten for sporing av flere toner samtidig, kan også benyttes. For eksempel kan frekvenssporingsalgoritmene selv være begrenset til å spore bare harmonisk relaterte toner. ;Mottakeren (410 på fig. 4) kan benytte koherente, ikke-koherente eller diffe-rensialkoherente demodulasjons/deteksjons-teknikker, som velkjent på området. Se f.eks. John G. Proakis, Digital Communications, 3. utgave, McGraw-Hill International Editions, 1995, sidene 254-313. Ett eksempel på en typisk koherent mottaker som utfører mesteparten av behandlingen ved basisbåndet, er vist på fig. 6(a). Mottakeren (410 på fig. 4) kan innbefatte noen av eller alle følgende trekk: et anti-overlappingsfilter 602, en sampler 604, en kvadraturblandermodul 606 innbefattende lavpassfiltre og frekvensforskyvningskorreksjon; automatisk forsterknings* regulering 608, faseforskyvningskorreksjon 610; tidsforskyvningskorreksjon 612 for resampler og symbol; en adaptiv utjevning 614 og en detektor 616. En kvadraturblandermodul er vist mer detaljert på fig. 6(b). Signalet 605 fra utgangen av samplermodulen 604 blir omformet til et komplekst basisbåndsignal. En frekvens-syntetisator eller oscillator 640 frembringer et par sinusbølger 641 og 642 i fase-kvadratur ved bærefrekvensen. Multiplisere 622 og 623 multipliserer det innkom-mende signal 605 med kvadratursinusoidene 641 og 642. Lavpassfilteret 626 og 627 tillater de frekvenser som ligger innenfor det område som brukes av telemetrisignalet, å passere gjennom og filtrerer ut frekvenser utenfor dette område, innbefattende komponentene ved to ganger den bærefrekvens som produseres i blan-deprosessen. Filtrene 626, 627 kan også være tilpasset til formen av de pulser som overføres av nedhullssenderen (105 på fig. 1). Utgangen 628 fra fasekanalen til blanderen er den reelle komponenten til det komplekse basisbåndsignal. Utgangen 629 fra kvadraturkanalen til blanderen er likeledes den imaginære komponent av det komplekse basisbåndsignal. Hvis det er en frekvensforskyvning mellom klokkene i nedhullssenderen (105 på fig. 1) og samlingssystemet på overflaten (135 på fig. 1), kan forskyvningen kompenseres for i korreksjonsmodulen 630 for frekvensforskyvning. Alternativt kan korreksjonsfunksjonen 630 for frek-vensforskvyningen være innbefattet i frekvenssyntetisatoren 640. Den komplekse utgang 607 fra kvadraturdemodulatoren har en reell komponent 631 og en imag-nær komponent 632.
Teknikken som kan benyttes til å estimere, spore og kompensere for frekvens-, fase- og tids-forskyvninger er kjent på området. Se f.eks. Synchronization Techniques for Digital Receivers, Umberto Mengali og Aldo N. D'Andrea, Plenum Publishing Corporation, 1997.
Det vises igjen til fig. 1 hvor både telemetrisignalet for nedhullssenderen
105 og støyen fra slampumpene 115 møter mange akustiske reflektorer etter hvert som de forplanter seg langs slamsystemet. Eksempler på akustiske reflektorer i slamsystemene er rotasjonsslangen 119 som forbinder borestrengen 112 med slamrøret 118 på overflaten, pulsdemperne 116 på utgangene av slampumpene 115 og rørsammenføyninger eller skjøter hvor rør er forbundet med hverandre. Hver gang det skjer en endring i akustisk impedans, blir en del av trykkbølgene reflektert tilbake i motsatt retning av den de forplanter seg i. Dé reflekterte bølger interfererer med etterfølgende bølger og kan resultere i destruktiv interferens ved visse frekvenser og konstruktiv interferens ved andre frekvenser. Denne interferensen fører til intersymbol-interferens i telemetrisignalet og øker sannsynligheten for feil i de detekterte datasymboler. En adaptiv utjevner kan også være innbefattet i mottakeren for å redusere eller kompensere for forvrengning i det telemetrisignal som er mottatt ved overflatesensorene.
Adaptiv støykansellering kan også utføres i fellesskap med adaptiv utjevning. I utførelsesformer med felles adaptiv utjevning/støykansellering kan støyrefe-ransebølgeformen benyttes som en separat inngang til en flerkanals adaptiv utjevner. Fig. 5(a) viser en mulig utførelsesform av en slik kombinert utjevner/støy-kansellerer. Inngangen 501 til systemet 500 består av digitaliserte sampler av signalet fra en sensor, f.eks. sampler av det detekterte signal (131 på fig. 1). Forut for den flerkanalsutjevner blir inngangssignalet 501 omformet i en omformingsmo-dul 521 til et første komplekst basisbåndsignal 502. Omformingsmodulen 521 kan også utføre filtrering, automatisk forsterkningsregulering og korrigere for bære-bølgefrekvens- fase- og symboltid-forskyvninger. En støy-referansebølgeform 514 blir generert av en frekvenssporer 513 som sporer som sin inngang, utgangen fra et støybåndfilter 511. Estimeringen og genereringen av støyreferansebølgeformen kan i noen utførelsesformer utføres som beskrevet tidligere under henvisning til fig. 4 og fig. 8. Støyreferansen 514 blir omformet 522 til et annet komplekst basisbåndsignal 503. De samme korreksjonsoperasjoner for frekvensforskyvning som er anyendt i den annen gren 501, 521, bør også påføres støyreferansegrenen 514, 522.
Den flerkanals utjevner/støykansellerer virker på følgende måte. Støyrefe-ranseinngangen (det annet komplekse basisbåndsignal 503) gjør det mulig for det adaptive filter 531 å kompensere hovedsakelig for signalforvrengning i signalinngangen (første komplekse basisbåndsignal 502), mens det adaptive filter 532 sørger for de nødvendige amplitude- og fasejusteringer av støyreferanseinn-gangen 503 for å kansellere de harmoniske støykomponenter i signalinngangen 502. Utgangen 533 fra filteret 531 blir summert med utgangen 534 fra filteret 532 i en summeringsoperator 535. Den kombinerte utgang 536 utgjør inngangen til detektoren 537. Detektoren 537 foretar en beslutning 538 om det symbol som ble mottatt.
I beslutningsrettet modus blir et feiluttrykk 542 generert ved å subtrahere detektorinngangen 536 fra detektorutgangen 538. Hvis en treningssekvens (en kjent sekvens med symboler sendt av senderen) er tilgjengelig for mottakeren (601-617 på fig. 6(a)), kan den brukes til å bestemme feiluttrykket 542 som benyttes til å trene de adaptive filtre 531, 532 istedenfor symbolbeslutningene 538. En treningssekvens er vanligvis nødvendig for innledende trening av utjevnerne. Feiluttrykket 542 blir brukt av en adaptiv algoritme 543. Den adaptive algoritme 543 tilpasser samtidig koeffisientene 544 til filteret 532 og koeffisientene 545 til filteret 531 for å minimalisere støyen og signalforvrengningen ved detektorinngangen 536.
En bestemmende tilbakekoplingsseksjon kan også være tilføyet for å for-forbedre utjevning, som vist på fig. 5(b). Det arrangementet som er vist på fig. 5(b) innbefatter et tilbakekoplingsfilter 551 tilføyd det flerkanals utjevnerarrangement på fig. 5(a). Tidligere beslutninger 538 fra detektoren 537 blir brukt som innganger til t ilbakekopl ingsf ilte ret 551. Utgangen 552 fra tilbakekoplingsfilteret 551 blir subtrahert fra summen av utgangene 533, 534 på fremoverfiltre 531, 532. Koeffisientene 536 for tilbakekoplingsfilteret 551 blir i fellesskap tilpasset med koeffisientene 544, 545 til fremoverfiltrene 531,532.
Filtrene 531, 532, 551 kan være lineære transversalfiltre med symbol-atskilte uttak eller fraksjonsatskiite uttak. Symboldeteksjon 537 blir vanligvis utført symbol-for-symbol. Flerkanals utjevnere er velkjente på området. Se f.eks. US-patent nr. 3,879,664 utstedt til Monsen, US-patent nr. 4,271,525 utstedt til Watanabe, US-patent nr. 4,328,585 utstedt til Monsen, US-patent nr. 4,829,543 utstedt til Borth m. fl., US-patent nr. 5,031,193 utstedt til Atkinson m. fl. og Stojanovic m. fl., Adaptiv multichannei combining and equalization for underwater acoustic communications, Journal of the Acoustical Society of America, vol. 94, Part 1, September 1993, sidene 1621-1631.
Det fines også utjevnere/detektorer som foretar symbolbestemmelser basert på mottatte sampler som spenner over en gruppe med symboler, eller ved å bestemme den mest sannsynlige sekvens av symboler. Disse detektorene/utjevneme innbefatter vanligvis en eller annen anordning for å estimere impulsrespon-sen til den kanal som forårsaker signalforvregningen. Den maksimalt sannsynlige sekvensestimator (maximum likelihood sequence estimater, MLSE) og maksimum a-priori-mottakere (MAP-mottakere) er eksempler på utjevnere/detektorer som ikke foretar symbolbestemmelser på grunnlag av symbol etter symbol. Alle disse utjevneme så vel som andre typer utjevnere, er kjente på området. Se f.eks. Digital Communications, som er angitt ovenfor, sidene 583-679.
Utjevnere som er basert på neurale nettverk, slik som flerlags persepsjoner eller radiale basisfunksjonsnett, kan alternativt benyttes. Eksempler på disse utjevnerne er beskrevet i Adaptive Filter Theory, S. Haykin, 3. utgave, Prentice Hall International Inc. (1996) sidene 817-874. Utjevneme kan også være hybrider av de tidligere nevnte utjevnere. Tilbakekoplingsseksjonen til en tilbakekoplet be-slutningsutjevner kan f.eks. benyttes som en del av en maksimal sannsynlighets-sekvens-estimator, som beskrevet i Developments of the conventional nonlinear equalizer, A.P. Clark m. fl., IEEE Proceedings, volum 129, Pt. F, nr. 2, april 1982, sidene 82-94. Eksempler på hybridutjevnere som benytter radiale basisfunksjons-komponenter er beskrevet i Applying Radial Basis Functions, Bernhard Muigrew, IEEE Signal Processing Magazine, mars 1996, sidene 50-65. Visse type utjevnere, slik som Volterra-filtere og neurale nettverksfiltere kan bidra til å redusere ikke-lineær forvrengning i signalet. Eksempler på publikasjoner som beskriver disse utjevneme, innbefatter, Adaptive Filter Theory, S. Haykin, ovenfor til sidene 16-18 og Channel Equalization Using Adaptive Complex Radial Basis Functions Net-works, Inhyok Cha m. fl., IEEE Journal on Selected Areas in Communications, volum 13, nr. 1, januar 1995 og Nonlinear Equalizer for Measurement While Dril-Ung Telemetry System, W. R. Gardner og G. A. Merchant, US-patent nr. 5,490,121.
I en typisk utførelsesf orm minimaliserer den adaptive algoritme 543 middelkvadratfeilen mellom samplene av det mottatte signal og et ideelt referansesignal. Andre kriterier for justering av filteruttaksvektene er kjent på området, f.eks. null-trykking eller minimalisering av toppforvrengning, eller uttaksverdier basert på ka-nalestimering, og kan benyttes istedenfor maksimalisering av middelkvadratfeilen. Adaptive filteralgoritmer som er vanlig brukt til å bestemme filterkoeffisientene, er f.eks. beskrevet i: Adaptive Filter Theory, ovenfor, og Efficient Least Squares Adaptive Algorithms for FIR Transversal Filtering, G. O. Glentis m. fl, IEEE Signal Processing, juli 1999, sidene 13-41. Blinde eller halvblinde adaptive algoritmer er likevel bedre alternativer for tilpasning av uttaksvektene. Eksempler på slike algoritmer er gitt i: Adaptive Filter Theory, se ovenfor, sidene 772-816. Utjevning og støykansellering kan utføres ved basisbånd- eller på passbånd-signalet før omfo-ring til basisbåndet.
Den kombinerte utjevnings- og støykansellerings-teknikk som er beskrevet tidligere, kan utvides ytterligere til å innbefatte "diversitetskombinering". Målinger fra flere sensorer (på jordoverflaten) av MWD-systemet som er rommessig atskilt fra hverandre (eller ellers innrettet for å detektere telemetrisignalet der hver sen-sors detekterte signal har en fase som er forskjellige fra det annet) kan benyttes til ytterligere å forbedre deteksjon av telemetrisignalet. Bølger som forplanter seg fra senderen (105 på fig. 1) nede i borehullet mot sensorene på overflaten (slik som 130,132 på fig. 5), kalt bølger som forplanter seg i foroverretningen, møter akustiske reflektorer langs forplantningsbanen (hvor slampulstelemetri bli benyttet). Vanligvis blir en del av bølgen overført og en del blir reflektert ved hver slik akustisk reflektor. De reflekterte bølger forplanter seg i motsatt regning av de utsendte bølger. Eksempler på akustiske reflektorer innbefatter endringer i rørdiameter, rørskjøter, bunnen av brønnen, kellyen (153 på fig. 1), svivelen (154 på fig. 1), rotasjonsslangen (119 på fig. 1), pulsdempeme (116 på fig. 1) og slampumpene (115 på fig. 1). De flekterte følger kan også selv utsettes for ytterligere refleksjoner. Konstruktiv og destruktiv interferens mellom bølgene blir resultatet. Posisjo-nen til nodene og anti-noden i interferensmønsteret er frekvensavhengig. Ved én posisjon kan f.eks. ved den sensor som befinner seg ved toppen slamrøret (130 å fig. 1), de foroverrettede og de motsatt rettede bølger være i fase ved en spesiell frekvens, noe som resulterer i konstruktiv interferens, mens bølgene ved en annen posisjon, f.eks. ved sensoren som befinner seg nær boredekket (132 på fig. 1), kan være ute av fase, noe som resulterer i destruktiv interferens ved vedkommende frekvens.
Diversitetskombinering ved å benytte flerkanals utjevnere kan benyttes i visse utførelsesformer av oppfinnelsen for å forbedre signaldeteksjon. Flerkanals utjevnere er velkjente på området. Se f.eks. US-patent nr. 3,879,664 utstedt til Monsen, US-patent nr. 4,271,525 utstedt til Watanabe, US-patent nr. 4,328,585 utstedt til Monsen, US-patent nr. 4,829,543, utstedt til Borth m. fl., US-patent nr. 5,031,193 utstedt til Atkinson m. fl. og Adaptive multichannel combining and equalization for underwater acoustic communications, Stojanovic m. fl., Journal of the Acoustical Society of America, vol. 94, part 1, September 1993, sidene 1621-1631.
Én utførelsesf orm av en flerkanals utjevner med støykansellering er vist på fig. 7(a). To eller flere innganger (vist som 701, 702 på fig. 7{a)) blir fremskaffet fra sampler fra sensorer, f.eks. samplene av signalene (131,133 fra sensorene 130, 132 på fig. 1). Støykanselleringsmoduler 711,712 reduserer den harmoniske støy som er tilstede i inngangssignalene 701, 702. Støykanselleringsmodulene 711, 712 kan utføre de prosesser som er beskrevet under henvisning til fig. 4 og fig. 8. Utgangene 721,722 fra støykanselleringsmodulene 701,702 kan omformes (ikke vist) til komplekse basisbåndsignaler. Signalene 721 og 722 utgjør inngangene til parallelle foroverfiltre 731, 732 i en flerkanals utjevner/kombinerer. Utgangene 741, 742 fra de parallelle foroverfiltre 731,732, blir summert ved 751 for å frembringe en inngang 761 til en detektor 762. Detektoren 762 foretar en beslutning 763 om hvilket symbol som ble mottatt.
Utjevnerytelsen kan forbedres ved å tilføye en tilbakekoplet beslutningsseksjon. Tidligere symbolbestemmelser kan benyttes som innganger til et tilbakekoplingsfilter 733. Utgangen 743 fra tilbakekoplingsfilteret 733 blir så subtrahert fra summen av utgangene 741,742 fra foroverfiltrene 731,732 i summeringsoperatoren 751. Utgangen 761 fra summeringsoperatoren 751 blir brukt som inngang til detektoren 762.
Støykanselleringsoperasjonen kan være innbefattet som en del av en flerkanals utjevner, som vist på fig. 7(b), istedenfor å komme foran utjevneren. Minst ett støyreferansesignal 725 blir fremskaffet fra en frekvenssporingsmodul som beskrevet tidligere. Støyreferansen 725 danner inngangen til et ytterligere foroverfil-ter 734 i den flerkanals utjevner. Inngangene 723,724 til de andre parallelle foroverfiltre 731,732 blir fremskaffet fra signaler fra overflatesensorene, f.eks. signalene 131,133 fra sensorene 130,132 (på fig. 1) uten støykanselleringsmodulene 711, 712 i hver signalgren.
Detektoren 762 behøver ikke ta beslutninger symbol etter symbol. Sek-vensberegningsmetodene beskrevet tidligere kan også anvendes med forskjellige utførelser av et flerkanals utjevnersystem.
Filterkoeffisientene 774,775,776,777 i denne utførelsesformen blir bestemt ved hjelp av en adaptiv algoritme 773. Innledende filterkoeffisienter kan f.eks. bestemmes ved å sende en kjent treningssekvens. Alternativt kan blinde eller halvblinde adaptive teknikker benyttes. Beslutningsrettet oppdatering kan så benyttes. Et feilsignal 772 blir fremskaffet fra differansen mellom detektorinngangen 761 og detektorutgangen 763. Feilsignalet 772 blir brukt av den adaptive algoritme 773 til å oppdatere filterkoeffisientene 774, 775, 776, 777.
I beskrivelsene av de foregående utførelsesformer var øyeblikksfrekvensen til en slampumpestøytone den karakteristikk som ble sporet, og derfra ble en støy-referansebølgeform generert for bruk i en adaptiv støykansellerer. En alternativ karakteristikk for de slampumpe-harmoniske som kan spores, er øyeblikksfasen til en sinusoide eller kissoide. Det harmoniske forhold mellom støytener som er tilstede i øyeblikksf rekvensene til slampumpens støyloner, som ble utnyttet til å ge-nere referansebølgeformer for de støytener som inntreffer innenfor et telemetri-bånd, er også tilstede i øyeblikksfasene til slampumpens støytener. Øyeblikksfasen til en harmonisk av slampumpestøyen kan derfor spores, og fra denne kan den øyeblikksfase som er karakteristisk for en annen harmonisk, spores. En mulig metode for sporing av øyeblikksfasen til en sinusoide eller kissoide i støy, er å benytte en faselåst sløyfe. Faselåste sløyfer er velkjente på området. Se f.eks. Ro-land E. Best, Phase- Locked Loops: Design, Simulation and Application, 4. utgave, McGraw-Hill Professional Publishing, 1999, og P. V. Brennan, Phase- Locked Loops: Principles and Practice, MacMillan Press Ltd., 1996.
Et eksempel på en faselåst sløyfe (PLL) er vist på fig. 10. For illustrasjons-formål kan det antas at den harmoniske som skal spores, er den N. harmoniske for slampumpestøyen. Ved å bruke en PLL skal en støy-referansebølgeform utle-des for den M. harmoniske. Sampler 1001 tatt fra målte signaler 131 fra en sensor (130 på fig. 1) danner inngangen til et filter 1002 som tillater et frekvensområde som innbefatter den N. harmoniske fra slampumpestøyen, å passere gjennom, og undertrykker signaler ved andre frekvenser. Filteret 1002 er ikke noen del av selve PLL, men bidrar i dette eksempelet til å forbedre den faselåste sløyfens estimat av fasen til slampumpestøyens harmoniske, spesielt hvis flere meget store støytoner er tilstede i spekteret til slampumpestøyen. Utgangen 1003 fra filteret 1002 er en sinusoide, eller kissoide hvis det benyttes komplekse basisbåndsampler, med ad-ditiv bakgrunnsstøy. Sinusoiden 1003 er den første inngang til en fasekomparator 1004. Utgangen 1011 fra en spenningsstyrt oscillator (VCO) 1014 utgjør den annen inngang til fasekomparatoren 1004. Ved digitale implementeringer av faselåste sløyfer, er den spenningsstyrte oscillator noen ganger kjent som en numme-risk styrt oscillator (NCO). Et feilsignal 1005 som er representativt for fasedifferansen mellom den første 1003 og den annen 1011 inngang til fasekomparatoren 1004, danner utgangen 1005 fra fasekomparatoren1004. Feilsignalet 1005 blir filtrert ved hjelp av et sløyfefilter 1006. Utgangen fra sløyfefilteret 1007 er inngang til VCO 1014.1 en typisk digital eller programvare-implementering av en faselåst sløyfe består VCO'en av en akkumulator 1008, en klokke 1012 og en sinusbølge-generator 1010. De filtrerte fasefeil 1007 blir akkumulert (dvs. summert eller integrert) i akkumulatoren 1008 og addert til fasetnkrementer 1013 fra VCO-klokken 1012. Utgangen 1009 fra akkumulatoren er et estimat av øyeblikksfasen ^ til inngangen 1003 til fasekomparatoren 1004. En sinusbølgegenerator 1010 frembringer en bølgeform 1011 som igjen er et estimat av inngangssignalet 1003. Når sløy-fen blir låst på inngangssignalet 1003, sporer sløyfesignalet 1011 frekvensen og
fasen til inngangssignalet 1003.
Et estimat av øyeblikksfasen til den M. harmoniske 1016 blir oppnådd fra øyeblikksfase-estimatet 1009 ved å multiplisere det med en omformingsfaktor 1015 som representerer det harmoniske forhold mellom de N. og M. harmoniske. En referansebølgeform for den M. harmoniske 1018 blir generert ved hjelp av en sinusbølgegenerator 1017. Støy-referansebølgeformen blir så brukt som inngang til en adaptiv støykansellerer, som beskrevet i forbindelse med tidligere utførelses-former. Et estimat av øyeblikksfrekvensen til den M. harmoniske kan fremskaffes fra fasedifferansen mellom suksessive sampler av øyeblikksfaseestimatet 1016.
Fremgangsmåten kan lett utvides til å frembringe flere referansebølgefor-mer eller til å spore flere toner ved å bruke flere uavhengige PLL'er eller endog krysskoplede PLL'er.
Fig. 3 viser en utførelsesf orm av en alternativ fremgangsmåte for slam-pumpestøy-kansellering som ikke benytter en adaptiv støykansellerer slik som vist på fig. 8. Støykanselleringssystemet 300 i henhold til denne utførelsesformen av oppfinnelsen, er vist med en enkelt inngangskanal. Digitaliserte sampler 301 av signalet 131 fra transduseren (130 på fig. 1 som befinner seg på slamrøret 118 på fig. 1) danner inngangene til støykanselleringssystemet 300. En harmonisk støy-sporer 302 sporer øyeblikksfrekvensene til slampumpens harmoniske. Den harmoniske støysporer 302 innbefatter sporingen av øyeblikksvinkelfrekvensen som er beskrevet tidligere og som også estimerer amplitude- og fase-forskyvningen av hver harmonisk komponent i slampumpestøyen som faller innenfor det frekvensområde som opptas av telemetrisignalet. Amplitudene 304, faseforskyvingene 305 og øyeblikksfrekvensene 303 for støykomponentene til slampumpene blir ført til en støyrekonstruksjonsmodul 306. Slampumpestøy-komponentene innenfor telemetribåndet kan så forutsies og rekonstrueres 307, slik at støyen kan subtraheres i en summeringsenhet 308 fra det signal 301 som inneholder både telemetrisignal-komponentene og slampumpestøy-komponentene. Etter støykansellering kan det støykansellerte signal 309 behandles videre ved hjelp av en mottaker 310 for å gjenvinne de utsendte data. Interferenskansellering ved subtrahering (overlagring) krever at amplituden og fasen til hver interfererende støyharmoniske blir nøyaktig estimert. Øyeblikksfrekvensen til de interfererende støyharmoniske kan estimeres som diskutert tidligere. Når øyeblikksfrekvensene til støytonene er blitt estimert, kan amplitudene og faseforskyvningene til de interfererende støytoner innenfor telemetribåndet estimeres. En slik fremgangsmåte for estimering av amplituden og fasen til støytonene, er ved å korrelere en sekvens av sampler av telemetrisignalet og interfererende støy med komplekse sinusoider ved de estimerte støyfrekven-ser.
De forannevnte utførelsesformer av oppfinnelsen benytter allé estimater av øyeblikksfrekvensen eller øyeblikksfasen til de harmoniske av slampumpestøyen som ligger utenfor båndet, til å generere en referansebølge for den harmoniske av slampumpestøyen som ligger innenfor båndet, og subtraherer så referansebølgen fra det detekterte signal som omfatter både telemetrisignalet og slampumpestøy-en. En alternativ fremgangsmåte for å undertrykke slampumpestøyen i båndet er å benytte et sporingskjervfilter. Et kjervfilter demper signaler i et smalt frekvensområde omkring kjen/frekvensen og tillater signaler ved alle andre frekvenser å passere gjennom. Eksempler på adaptive kjervfiltre er beskrevet i: Arye Nehorai, A Minimal Parameter Adaptive Notch Filter With Constrained Poles and Zeros, IEEE Transactions on Acoustics, Speech and Signal Processing, vol. ASSP-33, nr. 4, august 1985, sidene 983-996; Bor-Sen Chen, Tsang-Yi Yang og Bin-Hong Lin, Adaptive notch filter by direct frequency estimation, Signal Processing 27
(1992), sidene 161 -176; Petr Tichavsky og Peter Handel, Two Algorithms for
Adaptive Retrieval ofSlowly Time- Varying Multiple Cisoids in Noise, IEEE Transactions on Signal Processing, vol. 43, nr. 5, mai 1995, sidene 1116-1127; Petr Tichavsky og Arye Nehorai, Comparative Study of Four Adaptive Frequency Trackers, IEEE Transactions on Signal Processing, vol. 45, nr. 6, juni 1997, sidene 1473-1484; Petr Tichavsky og Peter Handel, Recursive estimation oflinearly or harmonieatly modulated frequencies of multiple cissoids in noise, I: International Conference on Acoustics, Speech and Signal Processing, ICASSP Committee, Munchen, 1997, sidene 1925-1928.
I forbindelse med slampumpestøy som interfererer med et telemetrisignal, kan de adaptive kjervfilterparametre estimeres direkte fra signalene i båndet og støyen i båndet ved å bruke algoritmer, slik som de som er nevnt. Amplituden til de interfererende støytener kan imidlertid være mindre enn eller av samme stør-relsesorden som telemetrisignalet, og følgelig kan det være vanskelig å tilveie-bringe særlig gode estimater for de nødvendige kjervparametre. Bedre ytelse kan oppnås ved i stedet å spore slampumpeharmoniske med store amplituder som ligger utenfor telemetribåndet, og så utlede kjervfilterparameterne fra disse. Betrakt f.eks. et kjervfilter for inngangssignaler med reelle verdier med kjerver ved n vinkelfrekvenser co med en overføringsføringsfunksjon med den form som er vist i ligning 10 og ligning 11:
Ettersom en sporingsalgoritme for øyeblikksfrekvensen sporer støytonene utenfor båndet, kan den benyttes til å frembringe estimater av øyeblikksvinkelfrekvensen ca innenfor båndet, som beskrevet tidligere. Estimater av de nødven-dige parametere, med meget god kvalitet, for kjen/filtre innenfor båndet, kan således fremskaffes. I tillegg er kjervfilteret i stand til å spore endringer i de harmoniske av slampumpestøyen når driftsfrekvensen til slampumpen (slagfrekvensen) endres. Kjervfilteret med overføringsfunksjoner som er forskjellige fra de som er vist i ligning 10 og ligning 11, kan likeledes oppdateres.
Selv om de foregående utførelsesformer er blitt forklart uttrykt ved slampulstelemetri anvendt i forbindelse med MWD-systemer, vil det være klart at oppfinnelsen ikke er begrenset til deteksjon i forbindelse med slampulstelemetri. Oppfinnelsen kan like godt anvendes i forbindelse med andre telemetrisystemer, slik som elektromagnetisk telemetri. Når elektromagnetisk telemetri blir benyttet, som forklart i beskrivelsens innledning, innbefatter noe av den støy som er tilstede i det detekterte telemetrisignal, elektrisk riggstøy. Slik støy kan spores og reduseres ved sin virkning ved å benytte forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen.
Claims (44)
1. Fremgangsmåte for reduksjon av støy fra pumper (115) ved brønntelemetri, hvor en egenskap ved minst en overtone i en pumpestøykomponent i det målte telemetrisignal (901 -906) spores,
karakterisert ved
å bestemme egenskapen til støykomponenten for minst én annen overtone av denne, idet den førstnevnte minst ene overtonen har en frekvens utenfor et telemetrisignalbånd og den minst andre overtonen har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet, og å generere en støyreferanse ut fra dette; og
å kombinere støyreferansen med det målte telemetrisignal (901-906) for å generere et støykansellert telemetrisignal.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at kombineringen omfatter adaptiv støykansellering.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfrekvensen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfasen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at pumpestøykomponenten omfatter slampumpestøy.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at pumpestøykomponenten omfatter støy fra et antall usynkroniserte slampumper, og at sporingen videre omfatter å spore flere øye-
blikksfrekvenser utenfor telemetrisignalbåndet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved: å spore egenskapen til et antall overtoner av støykomponenten, idet hver av overtonene har en frekvens utenfor telemetrisignalbåndet; og å generere støyreferansen fra den sporede egenskapen til antallet overtoner.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfrekvens.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved å ekstrahere en datastrøm fra det målte telemetrisignal.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at ekstraheringen omfatter adaptiv utjevning for å redusere intersymbolfeil i den ekstraherte datastrøm.
11. Fremgangsmåte ifø Ige krav 10,
karakterisert ved at den adaptive utjevning og kombineringen blir utført i en kombinert adaptiv støykansellerer/adaptiv utjevner.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved: å diversitetskombinere utganger fra et antall sensorer som benyttes til å måle telemetrisignalet; og flerkanals utjevning av de diversitetskombinerte sensorutganger.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at genereringen av støyreferansen omfatter å estimere en amplitude og en øyeblikksfase for hver overtone på den pumpestøykomponent som har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet, og å rekonstruere deler av pumpestøykomponenten som har frekvenser innenfor telemetrisignalbåndet, og at kombineringen omfatter å summere de rekonstruerte deler av støyen med det målte telemetrisignal.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal i et passbånd som innbefatter den minst ene overtonen utenfor telemetrisignalbåndet og å utelukke telemetrisignalbåndet for å forbedre sporingen av egenskapen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal innenfor telemetripassbåndet forut for kombineringen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved: båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal innenfor et passbånd som innbefatter den minst ene overtonen utenfor telemetrisignalbåndet, og utelukking av telemetrisignalbåndet; og båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal innenfor telemetripassbåndet forut for kombineringen.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved å spektralanalysene det målte telemetrisignal.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert ved å initialisere et båndpassfilter innrettet for å utelukke komponenter av det målte signal innenfor telemetrisignalbåndet, idet initialiseringen av båndpassfilteret er basert på et utgangssignal fra spektralanalyseringen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert ved å initialisere et frekvensområde for en sporingskrets som benyttes til å utføre sporingen av egenskapen, idet initialiseringen av frekvensområdet er basert på et utgangssignal fra spektralanalysen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved
å bestemme frekvensen til støykomponenten for minst en annen overtone av denne, idet den førstnevnte minst ene overtonen har en frekvens utenfor et telemetrisignalbånd og den minst ene andre overtonen har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet;
å innstille et kjervfilter til å utelukke den minst ene andre frekvensen; og å filtrere det målte telemetrisignal (901-906) ved å benytte kjervfilteret.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert ved å ekstrahere en datastrøm fra det målte telemetrisignal.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21,
karakterisert ved at ekstraheringen omfatter adaptiv utjevning for å redusere intersymbolfeil i den ekstraherte datastrøm.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert ved: å diversitetskombinere utganger fra et antall sensorer som benyttes til å måle telemetrisignalet; og flerkanalsutjevning av de diversitetskombinerte sensorutganger.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 20,
karakterisert ved : å måle minst én parameter i et borehull under boring av dette; å omforme den målte parameter til et telemetriformat i borehullet og å overføre telemetriformatet; og å måle et telemetrisignal som svarer til det utsendte telemetriformat.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at kombineringen omfatter adaptiv støykansellering.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfrekvens.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfase.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at pumpestøykomponenten omfatter slampumpestøy.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 28,
karakterisert ved at pumpestøykomponenten omfatter støy fra et antall usynkroniserte slampumper, og at sporingen videre omfatter å spore flere øye-blikksfrekvenser utenfor telemetrisignalbåndet.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved: å spore egenskapen for et antall overtoner i støykomponenten, idet hver av overtonene har en frekvens utenfor telemetrisignalbåndet; og å generere støyreferansen fra den sporede egenskapen til antallet overtoner.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30,
karakterisert ved at egenskapen omfatter øyeblikksfrekvens.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved å bestemme den minst ene målte parameter fra en datastrøm som er ekstrahert fra det målte telemetrisignal.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 32,
karakterisert ved at ekstraheringen omfatter adaptiv utjevning for å redusere intersymbolfeil i den ekstraherte datastrøm.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33,
karakterisert ved at den adaptive utjevning og kombineringen blir utført i en kombinert adaptiv støykansellerer/adaptiv utjevner.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved ;
diversitetskombinering av utganger fra et antall sensorer som benyttes til å måle telemetrisignalet; og
flerkanals utjevning av de diversitetskombinerte sensorutganger.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at genereringen av støyreferansen omfatter å estimere en amplitude og en øyeblikksfase for hver overtone av den pumpestøykomponent som har en frekvens innenfor telemetrisignalbåndet, og å rekonstruere deler av den pumpestøykomponent som har frekvenser innenfor telemetrisignalbåndet, og at kombineringen omfatter å summere de rekonstruerte deler av støyen med det målte telemetrisignal.
37. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal innenfor et passbånd som innbefatter den minst ene overtonen utenfor telemetrisignalbåndet, og å utelukke telemetrisignalbåndet for å forbedre sporingen av egenskapen.
38. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved båndpassfiltrering av det målte telemetrisignal innenfor telemetripassbåndet forut for kombineringen.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved : å båndpassfiltrere det målte telemetrisignalet innenfor et passbånd som innbefatter den minst ene overtonen utenfor telemetrisignalbåndet, og å utelukke telemetrisignalbåndet; og å båndpassfiltrere det målte telemetrisignal innenfor telemetripassbåndet forut for kombineringen.
40. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved å spektralanalysere det målte telemetrisignal.
41. Fremgangsmåte ifølge krav 40,
karakterisert ved å initialisere et båndpassfilter innrettet for å utelukke komponenter av det målte telemetrisignal innenfor telemetrisignalbåndet, idet rniti-aliseringen av båndpassfilteret er basert på et utgangssignal fra spektralanalysen.
42. Fremgangsmåte ifølge krav 40,
karakterisert ved å initialisere et frekvensområde for en sporingskrets som benyttes til å utføre sporingen av egenskapen, idet initialiseringen av frekvensområdet er basert på et utgangssignal fra spektralanalysen.
43. Fremgangsmåte ifølge krav 24,
karakterisert ved at overføringen omfatter modulering av en boreslam-strøm.
44. Fremgangsmåte ifølge krav 43,
karakterisert ved at målingen av telemetrisignalet omfatter å måle et trykk i boreslammet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US20243500P | 2000-05-08 | 2000-05-08 | |
PCT/US2001/040696 WO2001086325A1 (en) | 2000-05-08 | 2001-05-07 | Digital signal receiver for measurement while drilling system having noise cancellation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20020053D0 NO20020053D0 (no) | 2002-01-07 |
NO20020053L NO20020053L (no) | 2002-03-07 |
NO322097B1 true NO322097B1 (no) | 2006-08-14 |
Family
ID=22749854
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20020053A NO322097B1 (no) | 2000-05-08 | 2002-01-07 | Fremgangsmate for a redusere pumpestoy ved bronntelemetri |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6741185B2 (no) |
EP (1) | EP1192482A4 (no) |
AU (1) | AU2001259840A1 (no) |
BR (1) | BR0106104B1 (no) |
NO (1) | NO322097B1 (no) |
WO (1) | WO2001086325A1 (no) |
Families Citing this family (122)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030218940A1 (en) * | 2002-04-30 | 2003-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of detecting signals in acoustic drill string telemetry |
GB2392762A (en) | 2002-09-06 | 2004-03-10 | Schlumberger Holdings | Mud pump noise attenuation in a borehole telemetry system |
US7107188B2 (en) * | 2003-01-08 | 2006-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Digital pressure derivative method and program storage device |
US20040155794A1 (en) * | 2003-02-06 | 2004-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry system using discrete multi-tone modulation with adaptive noise cancellation |
US20040156264A1 (en) * | 2003-02-10 | 2004-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry system using discrete multi-tone modulation in a wireless communication medium |
GB0305617D0 (en) * | 2003-03-12 | 2003-04-16 | Target Well Control Ltd | Determination of Device Orientation |
US7050516B2 (en) * | 2003-03-20 | 2006-05-23 | Broadcom Corporation | System and method for periodic noise avoidance in data transmission systems |
GB2399921B (en) * | 2003-03-26 | 2005-12-28 | Schlumberger Holdings | Borehole telemetry system |
US7082821B2 (en) * | 2003-04-15 | 2006-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting torsional vibration with a downhole pressure sensor |
JP4271511B2 (ja) * | 2003-06-27 | 2009-06-03 | 株式会社マキタ | レーダ装置と距離と反射率の測定方法 |
US7091719B2 (en) | 2004-04-30 | 2006-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining properties of formation fluids |
US8223827B2 (en) * | 2004-05-05 | 2012-07-17 | Agere Systems Inc. | Method and apparatus for generating filter tap weights and biases for signal dependent branch metric computation |
NO20042651A (no) * | 2004-06-24 | 2005-11-14 | Nat Oilwell Norway As | Fremgangsmåte for å kansellere pumpestøy ved brønntelemetri |
US20060114746A1 (en) * | 2004-11-29 | 2006-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry system using passband equalization |
US20060132327A1 (en) | 2004-12-21 | 2006-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Two sensor impedance estimation for uplink telemetry signals |
US7348893B2 (en) * | 2004-12-22 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole communication and measurement system |
US7254493B1 (en) * | 2004-12-30 | 2007-08-07 | The United States Of America, As Represented By The Secretary Of Agriculture | Pressure transducer based fluid velocity sensor |
US7251566B2 (en) * | 2005-03-31 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Pump off measurements for quality control and wellbore stability prediction |
US7313052B2 (en) * | 2005-04-08 | 2007-12-25 | Baker Hughes Incorporated | System and methods of communicating over noisy communication channels |
EP1866711B1 (de) * | 2005-04-07 | 2011-10-05 | Belimo Holding AG | Unterdrückung von schwingungen |
US7489591B2 (en) * | 2005-05-06 | 2009-02-10 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Drilling fluid pressure pulse detection using a differential transducer |
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 |
US7724848B2 (en) * | 2005-07-26 | 2010-05-25 | Data Device Corporation | Predictive signal cancellation for extracting 1 Mb/s MIL-STD-1553 component from composite high performance 1553 signal |
US7696756B2 (en) | 2005-11-04 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based mud imaging tool with common mode voltage compensation |
US8193946B2 (en) * | 2005-11-10 | 2012-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Training for directional detection |
US8738382B1 (en) * | 2005-12-16 | 2014-05-27 | Nvidia Corporation | Audio feedback time shift filter system and method |
US7480207B2 (en) * | 2006-01-16 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filtering and detection of telemetry |
WO2007095103A2 (en) | 2006-02-14 | 2007-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Channel equalization for mud-pulse telemetry |
GB2449196B (en) * | 2006-02-14 | 2011-05-11 | Baker Hughes Inc | System and method for pump noise cancellation in mud pulse telemetry |
US7907690B2 (en) * | 2006-10-17 | 2011-03-15 | Edgewater Computer Systems, Inc. | Interference cancellation system and method using impulse response |
US10162782B2 (en) | 2006-05-22 | 2018-12-25 | Edgewater Computer Systems, Inc. | Data communications system and method of data transmission |
US7822126B2 (en) * | 2006-08-10 | 2010-10-26 | Edgewater Computer Systems, Inc. | Interference cancellation system and method |
WO2007149324A2 (en) * | 2006-06-16 | 2007-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Estimation of properties of mud |
US20080006089A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Sarmad Adnan | Pump integrity monitoring |
CA2661908C (en) * | 2006-08-11 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Pressure waves decoupling with two transducers |
US8811118B2 (en) * | 2006-09-22 | 2014-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Downhole noise cancellation in mud-pulse telemetry |
GB0620672D0 (en) * | 2006-10-18 | 2006-11-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Cement evaluation method and tool |
US7508734B2 (en) * | 2006-12-04 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acoustic data transmission in a subterranean well |
US9726010B2 (en) * | 2007-07-13 | 2017-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Estimation of multichannel mud characteristics |
US10061059B2 (en) * | 2007-07-13 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Noise cancellation in wellbore system |
DE102008015832B4 (de) * | 2008-03-27 | 2013-08-22 | Fresenius Medical Care Deutschland Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Überwachung eines Gefäßzugangs sowie extrakorporale Blutbehandlungsvorrichtung mit einer Vorrichtung zur Überwachung eines Gefäßzugangs |
US8521433B2 (en) * | 2008-04-09 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for processing acoustic waveform data |
US8164477B2 (en) * | 2008-08-12 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Joint channel coding and modulation for improved performance of telemetry systems |
US8286727B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-10-16 | Don Darrell Hickman | Weighing and display station |
US20100186960A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-07-29 | Reitsma Donald G | Wellbore annular pressure control system and method using accumulator to maintain back pressure in annulus |
US8195400B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-06-05 | Smith International, Inc. | Directional resistivity imaging using harmonic representations |
US8380438B2 (en) * | 2009-06-16 | 2013-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Wideband mud pump noise cancelation method for wellbore telemetry |
US8024868B2 (en) * | 2009-06-17 | 2011-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wall contact caliper instruments for use in a drill string |
US8484858B2 (en) | 2009-06-17 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Wall contact caliper instruments for use in a drill string |
WO2011014389A2 (en) | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Exploitation of sea floor rig structures to enhance measurement while drilling telemetry data |
US8600115B2 (en) | 2010-06-10 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole image reconstruction using inversion and tool spatial sensitivity functions |
EP2569655A4 (en) * | 2010-06-16 | 2017-01-25 | PRAD Research and Development Limited | Method and apparatus for detecting fluid flow modulation telemetry signals transmitted from and instrument in a wellbore |
US9249638B2 (en) * | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
JP5737640B2 (ja) * | 2011-09-12 | 2015-06-17 | 国立大学法人金沢大学 | 電位計測装置、及び原子間力顕微鏡 |
US8942330B2 (en) | 2012-01-18 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Interference reduction method for downhole telemetry systems |
US10073184B2 (en) * | 2012-02-06 | 2018-09-11 | Ion Geophysical Corporation | Sensor system of buried seismic array |
US9452989B2 (en) | 2012-05-24 | 2016-09-27 | University Of Utah Research Foundation | Compounds, sensors, methods, and systems for detecting gamma radiation |
US9540925B2 (en) * | 2012-06-18 | 2017-01-10 | M-I Drilling Fluids Uk Ltd. | Methods and systems of increasing signal strength of oilfield tools |
US9249793B2 (en) * | 2012-07-13 | 2016-02-02 | Baker Hughes Incorporated | Pump noise reduction and cancellation |
CA2881648A1 (en) * | 2012-08-29 | 2014-03-06 | Schlumberger Canada Limited | System and method for downhole signal enhancement |
US9443504B2 (en) | 2013-01-08 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Active attenuation of vibrations resulting from firing of acoustic sources |
BR112015022665A2 (pt) * | 2013-03-12 | 2017-07-18 | Xact Downhole Telemetry Inc | receptor acústico para uso em coluna de perfuração |
US9921326B2 (en) * | 2014-02-25 | 2018-03-20 | Cgg Services Sas | Subterranean formation monitoring using frequency domain weighted analysis |
JP6136995B2 (ja) * | 2014-03-07 | 2017-05-31 | 株式会社Jvcケンウッド | 雑音低減装置 |
CN104133982A (zh) * | 2014-06-27 | 2014-11-05 | 中天启明石油技术有限公司 | 一种泥浆脉冲信号泵冲噪声的消除方法 |
CN104265278B (zh) * | 2014-07-30 | 2017-06-20 | 中天启明石油技术有限公司 | 一种利用回音抵消技术消除随钻测井中的泵冲噪声的方法 |
US9982528B2 (en) * | 2014-07-31 | 2018-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Telemetry system and method of operating the same |
CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
CA2966499A1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Devices and methods for filtering pump interference in mud pulse telemetry |
US20170328199A1 (en) * | 2014-12-31 | 2017-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud pulse telemetry demodulation using a pump noise estimate obtained from acoustic or vibration data |
WO2016114752A1 (en) | 2015-01-12 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wave reflection suppression in pulse modulation telemetry |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
US9784097B2 (en) | 2015-03-30 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Compressed telemetry for time series downhole data using variable scaling and grouped words |
MX2017012147A (es) * | 2015-04-08 | 2018-02-09 | Halliburton Energy Services Inc | Oscilador controlado numericamente de punto fijo con compensacion de fase para la adquisicion de registros en el interior del pozo. |
US10324432B2 (en) | 2016-04-21 | 2019-06-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Estimation of electromagnetic tool sensitivity range |
US9850754B1 (en) * | 2016-06-17 | 2017-12-26 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | High speed telemetry signal processing |
US10976185B2 (en) * | 2016-06-30 | 2021-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Sensor array noise reduction |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10364669B2 (en) * | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US20190052374A1 (en) * | 2016-10-11 | 2019-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibrating A Digital Telemetry System |
CA3053764C (en) * | 2017-03-24 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Active noise cancellation in electromagnetic telemetry |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
US10883363B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-01-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
CN111201727B (zh) | 2017-10-13 | 2021-09-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 利用混合通信网络进行烃操作的方法和*** |
US11035226B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-06-15 | Exxomobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations with communications |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
US10771326B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
US11473711B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-10-18 | Performance Pulsation Control, Inc. | System pulsation dampener device(s) substituting for pulsation dampeners utilizing compression material therein |
US11460140B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-10-04 | Performance Pulsation Control, Inc. | Mini-dampeners at pump combined with system pulsation dampener |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
AU2018367388C1 (en) | 2017-11-17 | 2022-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
US11088983B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-08-10 | Titus Deac | Messaging system with prefabricated icons and methods of use |
US11313215B2 (en) | 2017-12-29 | 2022-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
AU2019217444C1 (en) | 2018-02-08 | 2022-01-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US10738598B2 (en) * | 2018-05-18 | 2020-08-11 | China Petroleum & Chemical Corporation | System and method for transmitting signals downhole |
US10557323B2 (en) * | 2018-06-14 | 2020-02-11 | Hunting Energy Services, Llc | Drilling fluid filter screen and method of use |
WO2020124006A1 (en) * | 2018-12-14 | 2020-06-18 | Groundmetrics, Inc. | A system and method for measuring a signal generated by a wellbore transmitter |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
CN109740535B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-07-05 | 昆明理工大学 | 一种基于多观测器似然率检测方法的往复运动信号提取方法 |
NO20211356A1 (en) * | 2019-05-14 | 2021-11-11 | Onesubsea Ip Uk Ltd | Machine Learning Technics with System in The Loop for Oil & Gas Telemetry Systems |
US11371341B2 (en) | 2019-07-15 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of tool data to equalize a channel response |
WO2021020985A1 (en) * | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Schlumberger Canada Limited | A method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal |
CN111308560B (zh) * | 2019-12-18 | 2021-06-04 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种随钻测量mwd***噪声消除方法和装置 |
US11078782B2 (en) * | 2020-01-01 | 2021-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System to enhance telemetry communication in well intervention operation |
MX2023004210A (es) | 2020-10-12 | 2023-06-19 | Performance Pulsation Control Inc | Proteccion para equipo de superficie contra energias de pulsacion de barreno. |
CN112554875A (zh) * | 2020-12-08 | 2021-03-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 随钻泥浆正脉冲信号的处理方法 |
WO2022272071A1 (en) * | 2021-06-24 | 2022-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pump harmonic noise advisor |
US11802479B2 (en) | 2022-01-26 | 2023-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Noise reduction for downhole telemetry |
CN115580312A (zh) * | 2022-09-21 | 2023-01-06 | 中国石油天然气集团有限公司 | 基于信号抑制的脉冲位置调制信号降噪方法、装置和设备 |
CN116955941B (zh) * | 2023-09-21 | 2023-12-19 | 中石化经纬有限公司 | 一种随钻测量连续波信号去噪方法 |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3302457A (en) * | 1964-06-02 | 1967-02-07 | Sun Oil Co | Method and apparatus for telemetering in a bore hole by changing drilling mud pressure |
US3555504A (en) * | 1968-12-12 | 1971-01-12 | Schlumberger Technology Corp | Pressure wave noise filter |
US3742443A (en) * | 1970-07-27 | 1973-06-26 | Mobil Oil Corp | Apparatus for improving signal-to-noise ratio in logging-while-drilling system |
US3747059A (en) * | 1970-12-18 | 1973-07-17 | Schlumberger Technology Corp | Electronic noise filter with means for compensating for hose reflection |
US3716830A (en) * | 1970-12-18 | 1973-02-13 | D Garcia | Electronic noise filter with hose reflection suppression |
US4866680A (en) * | 1977-12-05 | 1989-09-12 | Scherbatskoy Serge Alexander | Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing signal discrimination |
US4692911A (en) * | 1977-12-05 | 1987-09-08 | Scherbatskoy Serge Alexander | Methods and apparatus for reducing interfering effects in measurement while drilling operations |
US4215425A (en) * | 1978-02-27 | 1980-07-29 | Sangamo Weston, Inc. | Apparatus and method for filtering signals in a logging-while-drilling system |
US4262343A (en) * | 1979-04-18 | 1981-04-14 | Dresser Industries | Pressure pulse detection apparatus |
US4642800A (en) * | 1982-08-23 | 1987-02-10 | Exploration Logging, Inc. | Noise subtraction filter |
US4590593A (en) * | 1983-06-30 | 1986-05-20 | Nl Industries, Inc. | Electronic noise filtering system |
US4730281A (en) * | 1985-03-15 | 1988-03-08 | Nl Industries, Inc. | Data processing filtering method and apparatus |
US4715022A (en) * | 1985-08-29 | 1987-12-22 | Scientific Drilling International | Detection means for mud pulse telemetry system |
US4669091A (en) * | 1986-02-10 | 1987-05-26 | Rca Corporation | Adaptive multipath distortion equalizer |
US4878206A (en) * | 1988-12-27 | 1989-10-31 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for filtering noise from data signals |
US4980682A (en) * | 1989-07-31 | 1990-12-25 | Atlantic Richfield Company | Method of reducing noise in a borehole electromagnetic telemetry system |
US5229765A (en) * | 1991-05-08 | 1993-07-20 | Halliburton Logging Services, Inc. | SP noise cancellation technique |
US5146433A (en) * | 1991-10-02 | 1992-09-08 | Anadrill, Inc. | Mud pump noise cancellation system and method |
US5490121A (en) * | 1994-08-17 | 1996-02-06 | Halliburton Company | Nonlinear equalizer for measurement while drilling telemetry system |
US5969638A (en) * | 1998-01-27 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple transducer MWD surface signal processing |
-
2001
- 2001-05-07 US US09/979,393 patent/US6741185B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-05-07 EP EP01933410A patent/EP1192482A4/en not_active Withdrawn
- 2001-05-07 AU AU2001259840A patent/AU2001259840A1/en not_active Abandoned
- 2001-05-07 BR BRPI0106104-6B1A patent/BR0106104B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-05-07 WO PCT/US2001/040696 patent/WO2001086325A1/en active Application Filing
-
2002
- 2002-01-07 NO NO20020053A patent/NO322097B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20020180613A1 (en) | 2002-12-05 |
NO20020053L (no) | 2002-03-07 |
AU2001259840A1 (en) | 2001-11-20 |
US6741185B2 (en) | 2004-05-25 |
EP1192482A4 (en) | 2009-11-11 |
BR0106104A (pt) | 2002-03-12 |
WO2001086325A1 (en) | 2001-11-15 |
NO20020053D0 (no) | 2002-01-07 |
BR0106104B1 (pt) | 2013-08-06 |
EP1192482A1 (en) | 2002-04-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322097B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere pumpestoy ved bronntelemetri | |
CA2325115A1 (en) | Digital signal receiver for mwd telemetry systems | |
NO338170B1 (no) | Retningsbestemt akustisk telemetrianordning og fremgangsmåte for telemetri via borestrengen | |
US6320820B1 (en) | High data rate acoustic telemetry system | |
US9822634B2 (en) | Downhole telemetry systems and methods with time-reversal pre-equalization | |
US8294591B2 (en) | Digital signal processing receivers, systems and methods for identifying decoded signals | |
CA2577811C (en) | Joint source-channel coding for multi-carrier modulation | |
US8193946B2 (en) | Training for directional detection | |
CA2455186C (en) | Filters for canceling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system | |
US5490121A (en) | Nonlinear equalizer for measurement while drilling telemetry system | |
Qu et al. | Adaptive dual-sensor noise cancellation method for continuous wave mud pulse telemetry | |
US20200295849A1 (en) | High performance telemetry system with a combination of soft and hard decision decodnig | |
US20190052374A1 (en) | Calibrating A Digital Telemetry System | |
CN106301289A (zh) | 利用自适应滤波算法消除泥浆脉冲信号中的泵冲噪声的方法 | |
Nowsheen et al. | Design of a high frequency FPGA acoustic modem for underwater communication | |
Zhang et al. | Spatial diversity in multichannel processing for underwater acoustic communications | |
Tarbit et al. | Development of a real-time adaptive equalizer for a high-rate underwater acoustic data communications link | |
Sinanovic et al. | Directional propagation cancellation for acoustic communication along the drill string | |
Han et al. | Design of coded digital telemetry system for acoustic downhole channel with drilling noise | |
Schulz et al. | Performance enhancement of blind adaptive equalizers using environmental knowledge | |
Hung et al. | A new blind adaptive beamformer for underwater communications | |
Bernasconi et al. | Adaptive noise compensation and equalization in mud pulse telemetry | |
Hung et al. | Blind adaptive equalizer for underwater communications | |
GB2434013A (en) | Acoustic sensors exclude contamination signals from communication signals propagating in a drill string | |
Nguyen | An adaptive algorithm for simultaneously canceling Doppler shift, amplitude jitter, and phase jitter in satellite and mobile communication systems |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |