RU2787653C1 - Method and apparatus for eliminating noise for a measurement-while-drilling (mwd) system, and a storage medium - Google Patents

Abstract

FIELD: logging.

SUBSTANCE: present invention relates without limitation to the field of logging, in particular to a noise elimination method and noise elimination apparatus for a measurement while drilling (MWD) system, and a data carrier. A noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system is proposed, comprising: receiving a received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal (301); performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain (302); and obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection factor, a noise-removed frequency domain mud signal output (303).

EFFECT: increasing the efficiency of eliminating noise in case of periodic noise interference and, as a result, increasing the information content of drilling fluid signals.

13 cl, 8 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe field of technology to which the invention belongs

Настоящее изобретение относится без ограничения к области каротажа, в частности к способу устранения шума и устройству для устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), и носителю данных.The present invention relates without limitation to the field of logging, in particular to a noise elimination method and noise elimination apparatus for a measurement while drilling (MWD) system, and a data carrier.

Предпосылки изобретенияBackground of the invention

Систему измерения во время бурения (MWD) используют для измерения геологических и технологических параметров в скважине в реальном времени во время бурения. Систему демодуляции гидроимпульсных данных во время бурения используют для передачи данных, измеренных системой MWD, из-под земли на поверхность в реальном времени. Система передачи гидроимпульсных данных во время бурения использует эффект перехвата бурового раствора, генерируемый перемещением генератора импульсов, для создания колебания давления бурового раствора и модулирует цифровой сигнал в волне давления бурового раствора для передачи его на поверхность, тем самым обеспечивая передачу данных измерений в скважине в реальном времени на поверхность. Система передачи гидроимпульсных данных во время бурения содержит три главных функциональных модуля: механизм генерирования гидроимпульса, канал передачи сигнала бурового раствора и систему сбора и демодуляции волн давления. Механизм генерирования гидроимпульса представляет собой главным образом генератор импульсов и генерируемые импульсные сигналы могут быть разделены на три категории: положительный импульс, отрицательный импульс и импульс непрерывной волны. Главным принципом механизма генерирования гидроимпульсов является эффект перехвата в отношении бурового раствора. Канал передачи сигнала бурового раствора содержит трубопровод для циркуляции всей буровой жидкости, который в направлении вверх содержит насос для бурового раствора, коллектор, водоотделяющую колонну, шланг и различные соединения, через которые течет буровой раствор, и в направлении вниз содержит бурильную трубу, несколько приборов для каротажа, переходник канала потока, направляющий ниппель, буровое долото и отражающую поверхность забоя и т.д. Через канал передачи сигнала бурового раствора волны давления бурового раствора передают из скважины к ее устью и каждая часть приводит к наложенным характеристикам шума или затухания волн давления бурового раствора. Система сбора и демодуляции волн давления содержит датчик давления, выполненный с возможностью преобразования волн давления бурового раствора в электрические сигналы, и систему демодуляции, выполненную с возможностью обработки электрических сигналов и демодуляции их в значимые данные.A measurement-while-drilling (MWD) system is used to measure geological and process parameters in a well in real time while drilling. The mud pulse demodulation while drilling system is used to transmit the data measured by the MWD system from underground to the surface in real time. The mud pulse data transmission system while drilling uses the mud interception effect generated by the movement of the pulse generator to create a mud pressure waveform and modulates the digital signal in the mud pressure wave to transmit it to the surface, thereby providing real-time downhole measurement data transmission to the surface. The mud pulse data while drilling system contains three main functional modules: a mud pulse generation mechanism, a mud signal transmission channel, and a pressure wave acquisition and demodulation system. The hydraulic pulse generating mechanism is mainly a pulse generator, and the generated pulse signals can be divided into three categories: positive pulse, negative pulse, and continuous wave pulse. The main principle of the mechanism of generating hydraulic impulses is the effect of interception in relation to the drilling fluid. The mud signal transmission path comprises a conduit for circulating all of the drilling fluid, which in the upward direction contains a mud pump, manifold, riser, hose and various connections through which the drilling fluid flows, and in the downward direction contains a drill pipe, several instruments for logging, flow channel adapter, guide nipple, drill bit and bottomhole reflector, etc. Through the mud signal transmission channel, mud pressure waves are transmitted from the well to the wellhead, and each part results in superimposed noise or attenuation characteristics of the mud pressure waves. The pressure wave acquisition and demodulation system comprises a pressure sensor configured to convert mud pressure waves into electrical signals, and a demodulation system configured to process the electrical signals and demodulate them into meaningful data.

Система передачи сигнала бурового раствора содержит различные устройства и приборы со сложными структурами и характеристиками механического движения и эти устройства и приборы накладывают шум на гидроимпульсный сигнал и отрицательно влияют на качество гидроимпульсного сигнала. Эти наложенные шумы обычно генерируются конкретными механическими структурами и главным образом включают три типа. Первым типом является периодический шум, такой как шум насоса для бурового раствора, шум вращения двигателя, шум верхнего привода, шум вращения роторного стола и т.д. Вторым типом является апериодический шум, который главным образом показывает затухание сигналов, такой как шум, генерируемый переходником канала потока, измененным диаметром канала потока, структурой насадки бурового долота и т.д. Третьим типом является мгновенный шум, генерируемый только при особых обстоятельствах, таких как временное засорение насадки бурового долота. Эти шумы смешиваются с образованием наложенного шума, который в совокупности отрицательно влияет на качество гидроимпульсного сигнала.The mud signal transmission system contains various devices and instruments with complex structures and mechanical movement characteristics, and these devices and instruments impose noise on the mud signal and adversely affect the quality of the mud signal. These superimposed noises are usually generated by specific mechanical structures and mainly include three types. The first type is intermittent noise such as mud pump noise, motor rotation noise, top drive noise, rotary table rotation noise, etc. The second type is aperiodic noise, which mainly shows attenuation of signals, such as noise generated by a flow path adapter, a changed flow path diameter, a drill bit head structure, and so on. The third type is momentary noise, generated only under special circumstances, such as temporary clogging of the bit head. These noises mix to form aliased noise, which together negatively affects the quality of the mud pulse signal.

В некоторых технологиях для системы демодуляции данных гидроимпульса во время бурения принятые способы устранения шума включают способ устранения шума насоса во временной области и способ устранения высокочастотного электрического шума в частотной области и т.д. Вышеописанные технологии не могут обеспечить удовлетворительное устранение шума при периодических шумовых помехах, которые могут легко привести к искажению сигналов бурового раствора.In some technologies for the demodulation system of mud pulse data while drilling, adopted noise elimination methods include a pump noise elimination method in the time domain and a high frequency electrical noise elimination method in the frequency domain, and so on. The techniques described above cannot provide satisfactory noise cancellation with intermittent noise interference that can easily lead to distortion of drilling fluid signals.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

Ниже следует краткое описание объектов изобретения, подробно описанных в данном документе. Это краткое описание не предназначено для ограничения объема правовой охраны формулы изобретения.The following is a brief description of the objects of the invention, described in detail in this document. This summary is not intended to limit the scope of the claims.

Вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), который обеспечивает подавление периодического шума в частотной области и может эффективно устранять помехи периодического шума.An embodiment of the present invention provides a noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system that can suppress periodic noise in the frequency domain and can effectively eliminate periodic noise interference.

В одном аспекте вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), включающий:In one aspect, an embodiment of the present invention provides a noise elimination method for a measurement while drilling (MWD) system, comprising:

прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иperforming a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and

получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-eliminated mud signal output in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal;

ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; иinputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and

определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.determining an average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора; иreceiving the received mud signal; and

если сигнал хода насоса не может быть получен, но заданная частота любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума может быть получена, определение полученной заданной частоты любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.if a pump stroke signal cannot be obtained, but a target frequency of any one or more types of periodic noise signals can be obtained, determining the obtained target frequency of any one or more types of periodic noise signals as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора; иreceiving the received mud signal; and

определение, согласно спектру частот сигнала бурового раствора, центральной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, если какой-либо тип сигнала периодического шума не может быть получен.determining, according to the frequency spectrum of the mud signal, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal if any type of the periodic noise signal cannot be obtained.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора представляет собой:In an exemplary embodiment, the mud signal is:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала;

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the start number of the input signal sequence;

перед выполнением преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области способ дополнительно включает:before performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain, the method further includes:

ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:inputting a mud signal into a mud signal buffer to obtain a mud signal

in the mud signal buffer:

где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.

where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал хода насоса представляет собой:In an exemplary embodiment, the pump stroke signal is:

где

представляет собой вектор входного сигнала хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.

where

is the stroke input vector of the pump,

is the pump stroke input, K is the vector length of the pump stroke input, and n is the start sequence number of the pump stroke input.

В иллюстративном варианте осуществления ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса

в буфере сигналов хода насоса:In an exemplary embodiment, inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received includes: inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received to obtain a pump stroke signal

in pump stroke buffer:

где

представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.

where

is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer,

is the pump stroke input, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the pump stroke buffer.

В иллюстративном варианте осуществления определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, determining the average pump stroke frequency derived from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal comprises:

расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and

определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

представляет собой среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса, сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой сигнал, содержащий L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой

представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту,

и L+1 представляет собой количество передних фронтов.

is the average pump stroke frequency of the pump stroke signal, the pump stroke signal in the pump stroke buffer is a signal containing L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is

represents the moment of time corresponding to the rising edge,

and L+1 is the number of rising edges.

В иллюстративном варианте осуществления выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области включает:In an exemplary embodiment, performing a Fourier transform on a mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain includes:

оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора; иwindowing the mud signal in the mud signal buffer to obtain a windowed mud signal; and

выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.performing a Fourier transform on the windowed mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом, включает:In an exemplary embodiment, obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and a predetermined rejection factor, a denoised frequency domain mud signal output comprises:

определение частоты коэффициента подавления согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; иdetermining the frequency of the suppression factor according to a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; and

умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed;

при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

представляет собой характерную частоту;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области; '

представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, N представляет собой количество точек выборки в периоде; и

указывает на округление в меньшую сторону.α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

is the characteristic frequency;

represents the center frequency of the active signal for the mud signal;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain; '

is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, N is the number of sampling points in the period; and

indicates rounding down.

В другом аспекте вариант осуществления настоящего изобретения дополнительно предусматривает устройство для устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), содержащее запоминающее устройство и процессор;In another aspect, an embodiment of the present invention further provides a noise canceling device for a measurement while drilling (MWD) system, comprising a memory and a processor;

при этом запоминающее устройство выполнено с возможностью хранения программы для устранения шума для системы MWD; иwherein the storage device is configured to store a noise elimination program for the MWD system; and

процессор выполнен с возможностью чтения и выполнения программы для устранения шума для системы MWD, а также выполнения следующих операций:the processor is configured to read and execute a program to eliminate noise for the MWD system, as well as perform the following operations:

прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иperforming a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and

получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-eliminated mud signal output in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal;

ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; иinputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and

определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.determining an average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора; иreceiving the received mud signal; and

если сигнал хода насоса не может быть получен, но заданная частота любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума может быть получена, определение полученной заданной частоты любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.if a pump stroke signal cannot be obtained, but a target frequency of any one or more types of periodic noise signals can be obtained, determining the obtained target frequency of any one or more types of periodic noise signals as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора; иreceiving the received mud signal; and

определение, согласно спектру частот сигнала бурового раствора, центральной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, если какой либо тип сигнала периодического шума не может быть получен.determining, according to the frequency spectrum of the mud signal, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal if any type of periodic noise signal cannot be obtained.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора представляет собой:

где

представляет собой сигнал бурового раствора, S_in представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала;In an exemplary embodiment, the mud signal is:

where

is a drilling fluid signal, S _in is a drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is a start sequence number of the input signal;

перед выполнением преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области процессор дополнительно выполняет следующую операцию:Before performing the Fourier transform on the mud signal to obtain the mud signal in the frequency domain, the processor further performs the following operation:

ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:inputting a mud signal into a mud signal buffer to obtain a mud signal

in the mud signal buffer:

где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+M, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора. В иллюстративном варианте осуществления сигнал хода насоса представляет собой:

where the mud signal buffer length is N, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the mud signal buffer. In an exemplary embodiment, the pump stroke signal is:

где

представляет собой вектор входного сигнала хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.where

is the stroke input vector of the pump,

is the pump stroke input, K is the vector length of the pump stroke input, and n is the start sequence number of the pump stroke input.

В иллюстративном варианте осуществления ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса

в буфере сигналов хода насоса:In an exemplary embodiment, inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received includes: inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received to obtain a pump stroke signal

in pump stroke buffer:

где

представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.

where

is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer,

is the pump stroke input, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the pump stroke buffer.

В иллюстративном варианте осуществления определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, determining the average pump stroke frequency derived from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal comprises:

расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and

определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

представляет собой среднюю частоту хода насоса, сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой сигнал, содержащий L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой

представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту,

a L+1 представляет собой количество передних фронтов.

is the average pump stroke frequency, the pump stroke signal in the pump stroke buffer is a signal containing L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is

represents the moment of time corresponding to the rising edge,

a L+1 is the number of rising edges.

В иллюстративном варианте осуществления выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области включает:In an exemplary embodiment, performing a Fourier transform on a mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain includes:

оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора; иwindowing the mud signal in the mud signal buffer to obtain a windowed mud signal; and

выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.performing a Fourier transform on the windowed mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом, включает:In an exemplary embodiment, obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and a predetermined rejection factor, a denoised frequency domain mud signal output comprises:

определение частоты коэффициента подавления согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; иdetermining the frequency of the suppression factor according to a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; and

умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed;

при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой характерную частоту;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде;

указывает на округление в меньшую сторону; при этом количество точек выборки N в периоде временной области и количество точек выборки S в периоде частотной области одинаково.α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

is the characteristic frequency;

represents the center frequency of the active signal for the mud signal;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, and N is the number of sampling points in the period;

indicates rounding down; wherein the number of sampling points N in a time domain period and the number of sampling points S in a frequency domain period are the same.

Машиночитаемый носитель данных хранит выполняемые компьютером команды, при этом при выполнении процессором выполняемые компьютером команды реализуют способ устранения шума для системы MWD.The computer-readable storage medium stores computer-executable instructions, wherein, when executed by the processor, the computer-executable instructions implement a denoising method for the MWD system.

Другие аспекты станут очевидны при прочтении и понимании графических материалов и подробного описания.Other aspects will become apparent upon reading and understanding the graphics and the detailed description.

Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials

Сопроводительные графические материалы используются для обеспечения дополнительного понимания технических решений настоящего изобретения и составляют часть описания. Они используются совместно с вариантами осуществления настоящего изобретения для разъяснения технических решений настоящего изобретения и не накладывают ограничение в отношении технических решений настоящего изобретения.The accompanying drawings are used to provide additional understanding of the technical solutions of the present invention and form part of the description. They are used in conjunction with embodiments of the present invention to explain the technical solutions of the present invention and do not impose a limit on the technical solutions of the present invention.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение общей конструкции системы MWD буровой жидкости в рамках одной технологии.In FIG. 1 is a schematic representation of the overall design of a drilling fluid MWD system within a single technology.

На фиг. 2 представлена блок схема обработки сигнала на приемном конце на поверхности в рамках одной технологии.In FIG. 2 shows a block diagram of signal processing at the receiving end on the surface within one technology.

На фиг. 3 представлена блок-схема способа устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD) согласно варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 3 is a flow diagram of a noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system according to an embodiment of the present invention.

На фиг. 4 представлено схематическое изображение устройства для устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD) согласно варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 4 is a schematic representation of a noise canceling apparatus for a measurement-while-drilling (MWD) system according to an embodiment of the present invention.

На фиг. 5 представлена блок-схема устранения периодического шума для неулавливаемого периодического сигнала в рамках одной технологии.In FIG. 5 shows a block diagram of the elimination of periodic noise for an elusive periodic signal within one technology.

На фиг. 6 представлен процесс устранения периодического шума для улавливаемого периодического сигнала в рамках одной технологии.In FIG. 6 shows the process of eliminating periodic noise for a captured periodic signal within one technology.

На фиг. 7 представлена блок-схема способа устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD) согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 7 is a flow diagram of a noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system according to an exemplary embodiment of the present invention.

На фиг. 8а представлено схематическое изображение спектра мощности сигнала, принимаемого на поверхности, согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 8a is a schematic representation of the power spectrum of a signal received at a surface according to an exemplary embodiment of the present invention.

На фиг. 8b представлено схематическое изображение спектра мощности сигнала после устранения помех хода насоса согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 8b is a schematic representation of the power spectrum of the signal after the removal of pump stroke noise according to an exemplary embodiment of the present invention.

Подробное описаниеDetailed description

Далее в данном документе варианты осуществления настоящей заявки будут подробно описаны со ссылкой на сопроводительные графические материалы. Варианты осуществления в настоящем изобретении и признаки в вариантах осуществления могут быть объединены друг с другом случайным образом, если не противоречат друг другу.Hereinafter, embodiments of the present application will be described in detail with reference to the accompanying drawings. Embodiments in the present invention and features in the embodiments may be combined with each other randomly, if not in conflict with each other.

Этапы, показанные на блок-схемах графических материалов, могут быть выполнены в компьютерной системе, например, в виде набора выполняемых компьютером команд. Кроме того, несмотря на то, что на блок схемах показаны логические порядки, в некоторых случаях показанные или описанные этапы могут быть выполнены в порядке, отличном от описанного в данном документе.The steps shown in the flowcharts of the drawings may be executed on a computer system, for example, as a set of computer-executable instructions. In addition, although the block diagrams show logical orders, in some cases the steps shown or described may be performed in an order different from that described herein.

Измерение во время бурения (MWD) является технологией, которая может измерять и получать данные каротажа возле бурового долота во время бурения бурового долота и передавать полученные данные каротажа системе на поверхности в реальном времени. Данные каротажа обычно содержат характерную информацию пласта и различные технологические параметры бурения. Как технология передачи информации, используемая при измерении во время бурения, основной принцип работы режима передачи для сигнала давления буровой жидкости состоит в преобразовании информации, измеренной в скважине, в информацию управления и применении информации управления к скважинному генератору сигнала давления буровой жидкости для изменения давления буровой жидкости в канале передачи, тем самым генерируя импульсы давления буровой жидкости, которые передают на поверхность через буровую жидкость в канале передачи и обрабатывают системой обработки на поверхности и преобразовывают в необходимую информацию измерения скважинных параметров. Общая структура системы MWD буровой жидкости показана на фиг. 1. Система MWD буровой жидкости содержит бак для бурового раствора, насос для бурового раствора, приемный блок на поверхности и передающий конец в скважине. Бак для бурового раствора сообщается с насосом для бурового раствора, а насос для бурового раствора сообщается с приемным блоком на поверхности.Measurement while drilling (MWD) is a technology that can measure and acquire logging data near the drill bit while the drill bit is being drilled, and transmit the acquired logging data to the surface system in real time. Logging data typically contains formation specific information and various drilling parameters. As an information transmission technology used in measurement while drilling, the basic working principle of the transmission mode for drilling fluid pressure signal is to convert the information measured downhole into control information, and apply the control information to the downhole drilling fluid pressure signal generator to change the drilling fluid pressure. in the transmission path, thereby generating drilling fluid pressure pulses, which are transmitted to the surface through the drilling fluid in the transmission path and processed by the surface treatment system and converted into necessary downhole measurement information. The general structure of a drilling fluid MWD system is shown in FIG. 1. A drilling fluid MWD system includes a mud tank, a mud pump, a receiving unit at the surface, and a downhole transmission end. The mud tank communicates with the mud pump, and the mud pump communicates with the receiving unit at the surface.

Насос для бурового раствора обеспечивает циркуляцию буровой жидкости и передающий конец в скважине отправляет данные на поверхность в форме импульсов давления буровой жидкости. Изменение давления буровой жидкости преобразуется в электрический сигнал посредством датчика давления на поверхности и электрический сигнал отправляется в приемный блок на поверхности, причем приемный блок на поверхности выполнен с возможностью декодирования данных, отправленных передающим концом в скважине.The mud pump circulates the drilling fluid and the downhole transmission end sends the data to the surface in the form of drilling fluid pressure pulses. The change in drilling fluid pressure is converted into an electrical signal by a surface pressure sensor and the electrical signal is sent to a receiving unit at the surface, the receiving unit at the surface being configured to decode the data sent by the transmitting end downhole.

Граф обработки сигнала, обычно используемый приемным концом на поверхности, показан на фиг. 2. Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к техническому решению для устранения шумовых помех, которое осуществляют на этапе предварительной обработки так, что демодуляция и декодирование данных после графа обработки могут точно обработать данные, отправленные в скважину.The signal processing graph typically used by the receiving end at the surface is shown in FIG. 2. Embodiments of the present invention relate to a noise elimination solution that is performed in the pre-processing step so that demodulation and decoding of data after the processing graph can accurately process the data sent downhole.

Характеристики передачи сигнала буровой жидкости главным образом включают скорость передачи сигнала, затухание сигнала, отражение сигнала и т.д. Однако для системы передачи давления буровой жидкости, во время передачи сигнала импульса давления в бурильной колонне с забоя к устью скважины, так как буровая жидкость принадлежит к трехфазному потоку газа, жидкости и твердого вещества, который содержит твердофазные вещества, такие как глина, каменный мусор, баритовая пыль, и газофазные вещества, такие как газ в свободном состоянии, интенсивность сигнала импульса давления буровой жидкости, генерируемого импульсным генератором, будет непрерывно затухать и на степень затухания влияет частота и расстояние передачи сигнала, и она также связана с внутренними параметрами, такими как внутренний диаметр канала буровой жидкости, а также типами, компонентами, вязкостью и объемной долей газа буровой жидкости. Одним словом, канал буровой жидкости является каналом с очень сложными характеристиками передачи. С учетом агрессивной среды канала буровой жидкости, в этом режиме передачи информации, вследствие влияния условий измерения на объекте, выходной сигнал датчика давления, который установлен на водоотделяющей колонне и выполнен с возможностью обнаружения колебания давления бурового раствора, не только содержит действующий сигнал для сигнала бурового раствора из скважины, но также содержит высокоамплитудный шум периодических колебаний давления, вызванный сжатием бурового раствора насосом для бурового раствора, и шум колебания давления, вызванный другими различными механическими действиями и случайным шумом. Помехи проявляются как периодические импульсы, связанные с характеристиками хода насоса, а шум проявляется как широкополосный белый шум, который имеет гораздо большую амплитуду, чем амплитуда действующего сигнала. Действующий сигнал для сигнала бурового раствора у устья скважины полностью погружен в различные шумы.The signal transmission characteristics of drilling fluid mainly include signal transmission rate, signal attenuation, signal reflection, etc. However, for the drilling fluid pressure transmission system, during the signal transmission of the pressure pulse in the drill string from the bottom to the wellhead, since the drilling fluid belongs to a three-phase flow of gas, liquid and solids, which contains solids such as clay, debris, barite dust, and gas-phase substances such as gas in the free state, the intensity of the drilling fluid pressure pulse signal generated by the pulse generator will continuously attenuate, and the degree of attenuation is affected by the frequency and transmission distance of the signal, and is also related to internal parameters such as internal diameter of the drilling fluid channel, as well as types, components, viscosity and gas volume fraction of the drilling fluid. In a word, the drilling fluid channel is a channel with very complex transmission characteristics. Considering the aggressive environment of the drilling fluid channel, in this communication mode, due to the influence of measurement conditions on the site, the output signal of the pressure sensor, which is installed on the riser and is capable of detecting mud pressure fluctuation, not only contains the active signal for the drilling mud signal from the well, but also contains high-amplitude periodic pressure fluctuation noise caused by drilling fluid compression by the mud pump, and pressure fluctuation noise caused by various other mechanical actions and random noise. The noise appears as periodic pulses associated with the characteristics of the pump stroke, and the noise appears as broadband white noise, which has a much higher amplitude than the amplitude of the actual signal. The live signal for the mud signal at the wellhead is completely immersed in various noises.

Согласно фактическому измерению и анализу, статистическое распределение сигнала шума буровой жидкости во временной области является нормальным распределением и содержит выраженные периодические компоненты. Периодические компоненты включают шум насоса для бурового раствора, шум вращения двигателя, шум верхнего привода, шум вращения роторного стола и т.д.According to the actual measurement and analysis, the statistical distribution of the drilling fluid noise signal in the time domain is a normal distribution and contains pronounced periodic components. Periodic components include mud pump noise, motor rotation noise, top drive noise, rotary table rotation noise, etc.

На фиг. 3 представлена блок-схема способа устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD) согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающего этапы 301-303In FIG. 3 is a flow diagram of a method for eliminating noise for a measurement while drilling (MWD) system according to an embodiment of the present invention, including steps 301-303.

Этап 301: прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;Step 301: receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

этап 302: выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иstep 302: performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and

этап 303: получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.step 303: obtaining, according to the characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection factor, the output of the mud signal in the frequency domain with the noise removed.

При помощи технического решения согласно варианту осуществления настоящего изобретения реализовано устранение периодического шума системы измерения во время бурения (MWD) в частотной области. В этом варианте осуществления система измерения во время бурения (MWD) может быть использована для измерения нескольких геологических параметров в скважине в реальном времени во время бурения, включая параметры траектории буровой скважины для измерения во время бурения, такие как угол наклона скважины, азимут, угол торца бурильного инструмента и вспомогательные параметры, такие как температура.With the technical solution according to an embodiment of the present invention, the elimination of the periodic noise of the measurement while drilling (MWD) system in the frequency domain is realized. In this embodiment, a measurement-while-drilling (MWD) system can be used to measure several geological parameters in the wellbore in real time while drilling, including parameters of the MWD borehole trajectory such as inclination, azimuth, butt angle. drilling tool and auxiliary parameters such as temperature.

В различных помехах и шумах системы передачи данных буровой жидкости во время бурения импульсный сигнал, генерируемый насосом для бурового раствора, имеет стойкую амплитуду, и когда частотные компоненты импульсного сигнала, генерируемого насосом для бурового раствора, перекрывают сигнал бурового раствора, отправленный в скважину, они помешают действующему сигналу для сигнала бурового раствора.In various interference and noise of the drilling fluid communication system during drilling, the pulse signal generated by the mud pump has a stable amplitude, and when the frequency components of the pulse signal generated by the mud pump overlap the mud signal sent to the well, they will interfere the actual signal for the mud signal.

Периодический шум в сигнале бурового раствора может включать шум насоса для бурового раствора, шум вращения двигателя, шум верхнего привода, шум вращения роторного стола и т.д.Intermittent noise in the mud signal may include mud pump noise, motor rotation noise, top drive noise, rotary table rotation noise, and so on.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает: прием полученного сигнала бурового раствора; ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; и определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: receiving the received mud signal; inputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and determining an average pump stroke frequency obtained according to the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора представляет собой:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала.In an exemplary embodiment, the mud signal is:

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the starting sequence number of the input signal.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора вводят в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:In an exemplary embodiment, a mud signal is input into a mud signal buffer to obtain a mud signal

in the mud signal buffer:

где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.

where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал хода насоса представляет собой:In an exemplary embodiment, the pump stroke signal is:

где

представляет собой вектор входного сигнала хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.

where

is the stroke input vector of the pump,

is the pump stroke input, K is the vector length of the pump stroke input, and n is the start sequence number of the pump stroke input.

В иллюстративном варианте осуществления этап ввода сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса

в буфере сигналов хода насоса:In an exemplary embodiment, the step of inputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input can be received includes: inputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input can be received to obtain a pump stroke signal

in pump stroke buffer:

где

представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов.

where

is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer,

is the stroke input signal of the pump, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the signal buffer.

В иллюстративном варианте осуществления этап определения средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, the step of determining the average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal comprises:

расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and

определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

обозначает среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса; сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой

представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту,

a L+1 представляет собой количество передних фронтов.

indicates the average pump stroke frequency of the pump stroke signal; the pump stroke signal in the pump stroke buffer is L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is

represents the moment of time corresponding to the rising edge,

a L+1 is the number of rising edges.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает: прием полученного сигнала бурового раствора; если сигнал хода насоса не может быть получен, но заданная частота любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума может быть получена, определение полученной заданной частоты любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора. В этом варианте осуществления сигнал периодического шума может содержать шум верхнего привода и характерная частота сигнала шума верхнего привода может быть входной частотой для верхнего привода, полученной посредством устройства в виде верхнего привода, которая является частотой верхнего привода, то есть характерной частотой сигнала шума верхнего привода, при этом сигнал периодического шума включает, без ограничения, шум верхнего привода и он может содержать любой тип периодического шума, заданная частота которого может быть получена.In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: receiving the received mud signal; if a pump stroke signal cannot be obtained, but a target frequency of any one or more types of periodic noise signals can be obtained, determining the obtained target frequency of any one or more types of periodic noise signals as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal. In this embodiment, the periodic noise signal may comprise top drive noise, and the characteristic frequency of the top drive noise signal may be the top drive input frequency obtained by the top drive apparatus, which is the top drive frequency, that is, the characteristic frequency of the top drive noise signal, wherein the periodic noise signal includes, without limitation, top drive noise, and may comprise any type of periodic noise whose predetermined frequency can be obtained.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает: прием полученного сигнала бурового раствора; определение, согласно спектру частот сигнала бурового раствора, центральной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, если какой либо тип сигнала периодического шума не может быть получен. Этот вариант осуществления предназначен для случая, когда частота периодического шума не может быть получена.In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: receiving the received mud signal; determining, according to the frequency spectrum of the mud signal, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal if any type of periodic noise signal cannot be obtained. This embodiment is for the case where the periodic noise frequency cannot be obtained.

На этапе 302 обработку преобразованием Фурье выполняют в отношении принятого сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.At 302, Fourier transform processing is performed on the received mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора представляет собой:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала.In an exemplary embodiment, the mud signal is:

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the starting sequence number of the input signal.

Перед выполнением преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области способ дополнительно включает:Before performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain, the method further includes:

ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:inputting a mud signal into a mud signal buffer to obtain a mud signal

in the mud signal buffer:

где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов.

where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the signal buffer.

В иллюстративном варианте осуществления этап выполнения преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области включает: оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора; и выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области. В этом варианте осуществления сигнал бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора умножают на заданную оконную функцию для расчета подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора

Формула расчета оконного преобразования выглядит следующим образом:In an exemplary embodiment, the step of performing a Fourier transform on a mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain includes: windowing the mud signal in a mud signal buffer to obtain a windowed mud signal; and performing a Fourier transform on the windowed mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain. In this embodiment, the mud signal

in the mud signal buffer is multiplied by the specified window function to calculate the windowed mud signal

The formula for calculating the windowed transformation is as follows:

где

представляет собой подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора,

представляет собой заданную оконную функцию,

представляет собой длину оконной функции, а

в формуле указывает на то, что два вектора соответственно умножают поэлементно.where

is the windowed mud signal,

is a given window function,

is the length of the window function, and

in a formula indicates that two vectors are respectively multiplied element-wise.

Заданная оконная функция может быть окном Хеннинга, или могут быть выбраны другие оконные функции. Вектор оконной функции окна Хеннинга представляет собой:The specified window function may be a Hanning window, or other window functions may be selected. The Hanning window function vector is:

где N представляет собой длину оконной функции, а n представляет собой номер последовательности точек выборки в оконной функции.where N is the length of the window function and n is the sequence number of the sample points in the window function.

В этом варианте осуществления оконная функция оконного преобразования может быть окном Хеннинга, или могут быть выбраны другие оконные функции, что конкретно не ограничено, и разные оконные функции могут быть выбраны согласно соответствующей информации данных бурения, подлежащих обработке.In this embodiment, the window transform window function may be a Hanning window, or other window functions may be selected, which is not particularly limited, and different window functions may be selected according to the respective information of the drilling data to be processed.

В этом варианте осуществления выходной сигнал бурового раствора в частотной области с устраненным шумом получают согласно средней частоте хода насоса, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления. Значение коэффициента подавления может быть представлено в виде фиксированного значения, или оно может быть выбрано согласно интенсивности помех хода насоса и ожидаемого эффекта подавления. Чем меньше значение коэффициента подавления, тем более очевидно подавление компонента помех хода насоса при соответствующей частоте.In this embodiment, a denoised frequency domain mud output is obtained according to the average stroke rate of the pump, the frequency domain mud signal, and a predetermined rejection factor. The value of the suppression factor can be presented as a fixed value, or it can be selected according to the intensity of the pump running noise and the expected suppression effect. The smaller the value of the suppression coefficient, the more obvious the suppression of the noise component of the pump stroke at the corresponding frequency.

В иллюстративном варианте осуществления этап получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом согласно средней частоте хода насоса, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления включает:In an exemplary embodiment, the step of obtaining a denoised frequency domain mud output according to the average pump stroke rate, the frequency domain mud signal, and a predetermined rejection factor comprises:

умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed;

при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой количество точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой характерную частоту;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, N представляет собой количество точек выборки в периоде;

указывает на округление в меньшую сторону. В этом варианте осуществления процесс реализации определения коэффициента подавления может проходить следующим образом: сигнал бурового раствора

подвергают обработке преобразованием Фурье для получения сигнала бурового раствора S_w в частотной области, при этом формула преобразования Фурье выглядит следующим образом:

в формуле преобразования Фурье представляет собой операцию дискретного преобразования Фурье (DFT).

может быть сигналом бурового раствора в частотной области и может также быть подвергнутым оконному преобразованию сигналом бурового раствора в частотной области. В частотной области компонент помех хода насоса в полосе пропускания действующего сигнала, включенный в сигнал бурового раствора

в частотной области, подавляют, то есть компонент сигнала с частотой

подавляют, к представляет собой целое число и удовлетворяет

где

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области, а действующий сигнал для сигнала бурового раствора с этой частотой представляет собой сигнал, генерируемый генератором импульсов в скважине и передаваемый в систему приема на поверхности для обработки демодуляцией, при этом

определяют посредством режима модуляции действующего сигнала и частоты, то есть после определения режима модуляции и частоты, используемых генератором импульсов в скважине, получают центральную частоту

действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области. Разрешение по частоте дискретного преобразования Фурье DFT представляет собой:where α _j is the rejection ratio, α _j is a positive real number less than 1, j is the number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

is the characteristic frequency;

represents the center frequency of the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, N is the number of sampling points in the period;

indicates rounding down. In this embodiment, the process of implementing the determination of the suppression factor may proceed as follows: mud signal

subjected to Fourier transform processing to obtain the mud signal S _w in the frequency domain, the Fourier transform formula is as follows:

in the Fourier transform formula is the Discrete Fourier Transform (DFT) operation.

may be a frequency domain mud signal and may also be a windowed mud signal in the frequency domain. In the frequency domain, the pump stroke noise component in the live signal passband included in the mud signal

in the frequency domain, suppress, that is, the component of the signal with a frequency

suppress, k is an integer and satisfies

where

represents the center frequency of the live signal for the mud signal in the frequency domain, and the live signal for the mud signal at this frequency is the signal generated by the downhole pulse generator and transmitted to the surface receiving system for demodulation processing, where

determined by the modulation mode of the active signal and frequency, that is, after determining the modulation mode and frequency used by the pulse generator in the well, the center frequency is obtained

the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain. The frequency resolution of the discrete Fourier transform DFT is:

где

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде.where

represents the sampling period of the mud signal, and N represents the number of sample points in the period.

В этом варианте осуществления согласно периоду выборки сигнала бурового раствора и количеству точек выборки в периоде вектор подавления определен следующим образом:In this embodiment, according to the sampling period of the mud signal and the number of sampling points in the period, the suppression vector is defined as follows:

где S представляет собой длину вектора подавления, а значение S такое же, как у N.

where S is the length of the suppression vector and the value of S is the same as N.

После определения вектора коэффициента подавления выполняют обработку для устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области, и формула расчета для обработки для устранения шума следующая:After the rejection coefficient vector is determined, noise elimination processing is performed on the mud signal in the frequency domain, and the calculation formula for the noise elimination processing is as follows:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области или подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора в частотной области, а представляет собой вектор коэффициента подавления; и

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.

where

is a frequency domain mud signal or a windowed mud signal in the frequency domain, a is a rejection factor vector; and

represents the mud signal in the frequency domain with noise removed.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора

в частотной области с устраненным шумом преобразовывают в сигнал бурового раствора во временной области с шумом, устраненным посредством обратного дискретного преобразования Фурье (IDFT) для получения сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом:In an exemplary embodiment, the mud signal

in the denoised frequency domain is converted to a mud signal in the time domain with noise removed by an inverse discrete fourier transform (IDFT) to obtain a mud signal

in the denoised time domain:

если

то K точек выборки в центре сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом перехватывают для получения вектора сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса:if

then K sample points at the center of the mud signal

in the denoised time domain intercept to obtain the output mud signal vector with denoised pump stroke:

где K представляет собой количество перехваченных точек выборки, а N представляет собой количество точек выборки в периоде.

where K is the number of intercepted sample points and N is the number of sample points in the period.

Настоящее изобретение предусматривает способ устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), включающий следующие этапы: прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; и получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.The present invention provides a noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system comprising the steps of: receiving a received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-removed frequency domain mud signal output.

Как показано на фиг. 4, вариант осуществления настоящего изобретения дополнительно предусматривает устройство для устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), содержащее запоминающее устройство и процессор;As shown in FIG. 4, an embodiment of the present invention further provides a noise canceling apparatus for a measurement while drilling (MWD) system, comprising a memory and a processor;

при этом запоминающее устройство выполнено с возможностью хранения программы для устранения шума для системы MWD; иwherein the storage device is configured to store a noise elimination program for the MWD system; and

процессор выполнен с возможностью чтения и выполнения программы для устранения шума для системы MWD, а также выполнения следующих операций:the processor is configured to read and execute a program to eliminate noise for the MWD system, as well as perform the following operations:

прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иperforming a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and

получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-eliminated mud signal output in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal;

ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; иinputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and

определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.determining an average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора; иreceiving the received mud signal; and

если сигнал хода насоса не может быть получен, но заданная частота любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума может быть получена, определение полученной заданной частоты любого одного или нескольких типов сигналов периодического шума как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.if a pump stroke signal cannot be obtained, but a target frequency of any one or more types of periodic noise signals can be obtained, determining the obtained target frequency of any one or more types of periodic noise signals as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

В иллюстративном варианте осуществления этап приема полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, the step of receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes:

прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal;

определение, согласно спектру частот сигнала бурового раствора, центральной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, если какой-либо тип сигнала периодического шума не может быть получен.determining, according to the frequency spectrum of the mud signal, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal if any type of the periodic noise signal cannot be obtained.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора представляет собой:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала;In an exemplary embodiment, the mud signal is:

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the start number of the input signal sequence;

перед выполнением процессором преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области процессор дополнительно выполняет следующие операции:Before the processor performs a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain, the processor additionally performs the following steps:

ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:inputting a mud signal into a mud signal buffer to obtain a mud signal

in the mud signal buffer:

где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора. В иллюстративном варианте осуществления сигнал хода насоса представляет собой:

where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer. In an exemplary embodiment, the pump stroke signal is:

где

представляет собой вектор входного сигнала хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.where

is the stroke input vector of the pump,

is the pump stroke input, K is the vector length of the pump stroke input, and n is the start sequence number of the pump stroke input.

В иллюстративном варианте осуществления ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса

в буфере сигналов хода насоса:In an exemplary embodiment, inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received includes: inputting a pump stroke signal into a pump stroke buffer when a pump stroke input can be received to obtain a pump stroke signal

in pump stroke buffer:

где

представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.where

is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the pump stroke buffer.

В иллюстративном варианте осуществления этап определения средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:In an exemplary embodiment, the step of determining the average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal comprises:

расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and

определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal;

при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

представляет собой среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса; сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой

представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту,

a L+1 указывает на количество передних фронтов.

represents the average pump stroke frequency of the pump stroke signal; the pump stroke signal in the pump stroke buffer is L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is

represents the moment of time corresponding to the rising edge,

a L+1 indicates the number of rising edges.

В иллюстративном варианте осуществления этап выполнения преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области включает:In an exemplary embodiment, the step of performing a Fourier transform on a mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain includes:

оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора; и выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.windowing the mud signal in the mud signal buffer to obtain a windowed mud signal; and performing a Fourier transform on the windowed mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain.

В иллюстративном варианте осуществления этап получения, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом, включает:In an exemplary embodiment, the step of obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and a predetermined rejection factor, a denoised frequency domain mud signal output comprises:

определение частоты коэффициента подавления согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; иdetermining the frequency of the suppression factor according to a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; and

умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed;

при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в периоде; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой характерную частоту;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, N представляет собой количество точек выборки в периоде;

указывает на округление в меньшую сторону. В этом варианте осуществления процесс реализации определения коэффициента подавления может проходить следующим образом: сигнал бурового раствора

подвергают обработке преобразованием Фурье для получения сигнала бурового раствора

в частотной области, при этом формула преобразования Фурье выглядит следующим образом:

в формуле преобразования Фурье представляет собой операцию дискретного преобразования Фурье (DFT).

может быть сигналом бурового раствора в частотной области и может также быть подвергнутым оконному преобразованию сигналом бурового раствора в частотной области. В частотной области компонент помех хода насоса в полосе пропускания действующего сигнала, включенный в сигнал бурового раствора

в частотной области, подавляют, то есть компонент сигнала с частотой

подавляют, к представляет собой целое число и удовлетворяет

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области, а действующий сигнал для сигнала бурового раствора с этой частотой представляет собой сигнал, генерируемый генератором импульсов в скважине и передаваемый в систему приема на поверхности для обработки демодуляцией, при этом

определяют посредством режима модуляции действующего сигнала и частоты, то есть после определения режима модуляции и частоты, используемых генератором импульсов в скважине, получают центральную частоту

действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области. Разрешение по частоте дискретного преобразования Фурье (DFT) представляет собой:α _j is a suppression ratio, α _j is a positive real number less than 1, j is a sequence number of sampling points in a period, and S is a number of sampling points in a period; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

is the characteristic frequency;

represents the center frequency of the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, N is the number of sampling points in the period;

indicates rounding down. In this embodiment, the process of implementing the determination of the suppression factor may proceed as follows: mud signal

subjected to Fourier transform processing to obtain a mud signal

in the frequency domain, while the formula for the Fourier transform is as follows:

in the Fourier transform formula is the Discrete Fourier Transform (DFT) operation.

may be a frequency domain mud signal and may also be a windowed mud signal in the frequency domain. In the frequency domain, the pump stroke noise component in the live signal passband included in the mud signal

in the frequency domain, suppress, that is, the component of the signal with a frequency

suppress, k is an integer and satisfies

represents the center frequency of the live signal for the mud signal in the frequency domain, and the live signal for the mud signal at this frequency is the signal generated by the downhole pulse generator and transmitted to the surface receiving system for demodulation processing, where

determined by the modulation mode of the active signal and frequency, that is, after determining the modulation mode and frequency used by the pulse generator in the well, the center frequency is obtained

the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain. The frequency resolution of the Discrete Fourier Transform (DFT) is:

где

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде.where

represents the sampling period of the mud signal, and N represents the number of sample points in the period.

В этом варианте осуществления согласно периоду выборки сигнала бурового раствора и количеству точек выборки в периоде вектор подавления определен следующим образом:In this embodiment, according to the sampling period of the mud signal and the number of sampling points in the period, the suppression vector is defined as follows:

где S представляет собой длину вектора подавления, а значение S соответствует количеству точек выборки N в периоде.

where S is the length of the suppression vector, and the value of S corresponds to the number of sample points N in the period.

После определения вектора коэффициента подавления выполняют обработку для устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области, и формула расчета обработки для устранения шума следующая:After the rejection coefficient vector is determined, noise elimination processing is performed on the mud signal in the frequency domain, and the noise elimination processing calculation formula is as follows:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области или подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора в частотной области, а представляет собой вектор коэффициента подавления; и

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.

where

is a frequency domain mud signal or a windowed mud signal in the frequency domain, a is a rejection factor vector; and

represents the mud signal in the frequency domain with noise removed.

В иллюстративном варианте осуществления сигнал бурового раствора

в частотной области с устраненным шумом преобразовывают в сигнал бурового раствора во временной области с шумом, устраненным посредством обратного дискретного преобразования Фурье (IDFT) для получения сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом:In an exemplary embodiment, the mud signal

in the denoised frequency domain is converted to a mud signal in the time domain with noise removed by an inverse discrete fourier transform (IDFT) to obtain a mud signal

in the denoised time domain:

если

то K точек выборки в центре сигнала бурового раствора во временной области с устраненным шумом перехватывают для получения вектора сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса:if

then the K sample points at the center of the denoised time-domain mud signal are intercepted to obtain the denoised output mud signal vector:

K представляет собой количество перехваченных точек выборки, а N представляет собой количество точек выборки в периоде.

K is the number of intercepted sample points, and N is the number of sample points in the period.

Иллюстративный вариант осуществленияIllustrative Embodiment

В различных помехах и шумах системы измерения во время бурения сигнал импульса, генерируемый насосом для бурового раствора, имеет стойкую амплитуду, и когда его частотный компонент перекрывает сигнал бурового раствора, отправленный в скважину, он создаст стойкие помехи для действующего сигнала для сигнала бурового раствора, которые трудно устранить. В некоторых технологиях процесс устранения периодического шума для неулавливаемого периодического сигнала показан на фиг. 5, и процесс устранения периодического шума для улавливаемого периодического сигнала показан на фиг.6. Способ устранения периодического шума насоса в этом иллюстративном варианте осуществления показан на фиг.7 и процесс реализации способа включает этапы 701-709In various disturbances and noises of the measurement system while drilling, the pulse signal generated by the mud pump has a stable amplitude, and when its frequency component overlaps the mud signal sent to the well, it will create strong interference to the actual signal to the mud signal, which difficult to eliminate. In some technologies, the process of removing periodic noise for an elusive periodic signal is shown in FIG. 5, and the periodic noise elimination process for the captured periodic signal is shown in FIG. The method for eliminating intermittent pump noise in this exemplary embodiment is shown in FIG. 7 and the process for implementing the method includes steps 701-709

Этап 701: прием полученного сигнала бурового раствора и получение входного сигнала хода насоса.Step 701: Receiving a received mud signal and receiving a pump stroke input.

На этом этапе амплитуда помех хода насоса для бурового раствора стойкая, но сигнал помех хода насоса имеет периодические характеристики. Полученный сигнал бурового раствора может быть выражен как

а входной сигнал хода насоса может быть выражен как

полученный сигнал бурового раствора представляет собой:

входной сигнал хода насоса представляет собой:At this stage, the amplitude of the mud pump stroke noise is stable, but the pump stroke noise signal has periodic characteristics. The received mud signal can be expressed as

and the pump stroke input can be expressed as

the received mud signal is:

pump stroke input is:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора,

представляет собой сигнал хода насоса,

представляет собой вектор входного сигнала хода насоса, а К представляет собой длину входного сигнала бурового раствора и вектор сигнала бурового раствора.where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector,

represents the pump stroke signal,

is the pump stroke input signal vector, and K is the mud signal input length and the mud signal vector.

Этап 702: ввод сигнала бурового раствора и сигнала хода насоса в буфер сигналов бурового раствора и буфер сигналов хода насоса соответственно.Step 702: Inputting a mud signal and a pump stroke signal into a mud signal buffer and a pump stroke buffer, respectively.

На этом этапе сигнал бурового раствора вводят в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:In this step, the mud signal is input into the mud signal buffer to obtain the mud signal.

in the mud signal buffer:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора, длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.

where

is the mud signal in the mud signal buffer, the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the mud signal buffer.

Сигнал хода насоса вводят в буфер сигналов хода насоса для получения сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса:The pump stroke signal is entered into the pump stroke buffer to obtain the pump stroke signal in the pump stroke buffer:

где

представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса,

представляет собой входной сигнал хода насоса, N=K+M, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.where

is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer,

is the pump stroke input, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the pump stroke buffer.

Этап 703: получение средней частоты хода насоса согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса.Step 703: Obtaining an average pump stroke frequency according to the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer.

На этом этапе среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса рассчитывают согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса;In this step, the average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer is calculated according to the timing corresponding to the rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke buffer and the average pump stroke frequency calculation formula;

при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой сигнал, содержащий L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий передним фронтам, представляет собой

the pump stroke signal in the pump stroke buffer is a signal containing L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edges is

где

представляет собой среднюю частоту хода насоса, а

представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту.where

is the average stroke frequency of the pump, and

represents the time point corresponding to the rising edge.

Этап 704: оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора.Step 704: Windowing the mud signal in the mud signal buffer.

На этом этапе сигнал бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора подвергнут оконному преобразованию, и формула для оконного преобразования выглядит следующим образом:At this stage, the mud signal in the mud signal buffer is windowed and the windowing formula is:

где

представляет собой подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора,

представляет собой оконную функцию окна Хеннинга с длиной N;where

is the windowed mud signal,

is the window function of the Hanning window with length N;

вектор оконной функции окна Хеннинга представляет собойthe window function vector of the Hanning window is

где

в формуле

означает, что два вектора соответственно умножают поэлементно.where

in formula

means that two vectors are respectively multiplied element-wise.

Этап 705: выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.Step 705: Performing a Fourier transform on the windowed mud signal in the mud signal buffer to obtain a mud signal in the frequency domain.

На этом этапе подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора подвергают преобразованию DFT для получения сигнала бурового раствора

в частотной области,At this stage, the windowed mud signal

in the mud signal buffer is subjected to DFT transformation to obtain the mud signal

in the frequency domain

где

представляет операцию дискретного преобразования Фурье DFT.

where

represents the operation of the discrete Fourier transform DFT.

Этап 706: задание коэффициента подавления и определение вектора подавления, коэффициент подавления включает:Step 706: setting the suppression coefficient and determining the suppression vector, the suppression coefficient includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой среднюю частоту хода насоса;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора:

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде;

указывает на округление в меньшую сторону. Согласно заданному коэффициенту подавления вектор подавления определен следующим образом:where α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

represents the average stroke frequency of the pump;

represents the center frequency of the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal:

is the sampling period of the mud signal, and N is the number of sampling points in the period;

indicates rounding down. According to the given suppression factor, the suppression vector is defined as follows:

, где S представляет собой длину вектора подавления, а значение длины вектора подавления является таким же, что и количество точек выборки в периоде, т.е. N.

, where S is the length of the suppression vector, and the value of the length of the suppression vector is the same as the number of sample points in the period, i.e. N.

Этап 707: умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.Step 707 : Multiply the frequency domain mud signal by the rejection factor to obtain a denoised frequency domain mud signal output.

На этом этапе после определения коэффициента подавления выполняют обработку для устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области, и формула расчета обработки для устранения шума следующая:At this step, after the rejection coefficient is determined, noise elimination processing is performed on the mud signal in the frequency domain, and the noise elimination processing calculation formula is as follows:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области или подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора в частотной области, а представляет собой коэффициент подавления, а

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.

where

is the frequency domain mud signal or the windowed mud signal in the frequency domain, a is the rejection factor, and

represents the mud signal in the frequency domain with noise removed.

Этап 708 (не показан): преобразование сигнала бурового раствора

в частотной области с устраненным шумом во временную область с использованием обратного дискретного преобразования Фурье (IDFT) для получения сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом.Step 708 (not shown): mud signal conversion

denoised frequency domain to time domain using Inverse Discrete Fourier Transform (IDFT) to obtain mud signal

in the denoised time domain.

Этап 709 (не показан): получение сигнала выходного бурового раствора с устраненным шумом согласно сигналу бурового раствора во временной области с устраненным шумом.Step 709 (not shown): Obtaining the denoised output mud signal according to the denoised time domain mud signal.

На этом этапе,

K выборок в центре сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом перехватывают для получения вектора сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса:At this stage,

K samples at the center of the mud signal

in the denoised time domain intercept to obtain the output mud signal vector with denoised pump stroke:

K представляет собой количество перехваченных точек выборки, N представляет собой количество точек выборки в периоде, a

представляет собой вектор сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса. С графом обработки для устранения шума согласно этому варианту осуществления сравнительная демонстрация эффекта устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области показана на фиг. 8а и фиг. 8b. Действующий сигнал в виде сигнала бурового раствора в примере является модулированным сигналом 2FSK на 4 бит/с, двумя несущими частотами являются 4 Гц и 8 Гц соответственно, и диапазон частот сигнала составляет 2 Гц~10 Гц. На спектре мощности сигнала, полученного на поверхности, на фиг. 8а можно видеть, что сигнал бурового раствора, полученный на поверхности, содержит большое количество компонентов помех хода насоса. На спектре мощности сигнала с устраненными помехами хода насоса на фиг. 8b можно видеть, что компоненты помех хода насоса в сигнале бурового раствора с устраненным шумом были подавлены в диапазоне от 2 Гц до 10 Гц и остались только несущие компоненты 4 Гц и 8 Гц.K is the number of intercepted sample points, N is the number of sample points in the period, a

represents the signal vector of the output drilling fluid with the pump stroke noise removed. With the noise removal processing graph according to this embodiment, a comparative demonstration of the noise removal effect on a mud signal in the frequency domain is shown in FIG. 8a and fig. 8b. The actual mud signal in the example is a 4 bps 2FSK modulated signal, the two carrier frequencies are 4 Hz and 8 Hz respectively, and the signal frequency range is 2 Hz~10 Hz. In the power spectrum of the signal received at the surface in Fig. 8a, it can be seen that the mud signal received at the surface contains a large number of pump stroke noise components. On the power spectrum of the signal with eliminated noise of the pump stroke in Fig. 8b, it can be seen that the pump stroke noise components in the denoised mud signal were suppressed in the 2 Hz to 10 Hz range, leaving only the 4 Hz and 8 Hz carrier components.

В этом варианте осуществления предлагается устранить шум насоса в частотной области и подавить периодические компоненты помех хода насоса в частотной области для системы MWD для получения способа устранения помех хода насоса в частотной области, что может эффективно устранить периодический шум и получить хороший эффект устранения шума.In this embodiment, it is proposed to eliminate the pump noise in the frequency domain and suppress the periodic components of the pump running noise in the frequency domain for the MWD system to obtain a pump running noise elimination method in the frequency domain, which can effectively eliminate the periodic noise and obtain a good noise elimination effect.

Иллюстративный вариант осуществленияIllustrative Embodiment

В этом иллюстративном варианте осуществления цель способа устранения шума для системы MWD заключается в предоставлении способа устранения шума, который может обеспечить частоту сигнала периодического шума. Процесс реализации способа включает этапы 801-809.In this exemplary embodiment, the purpose of the denoising method for an MWD system is to provide a denoising method that can provide a periodic noise signal frequency. The method implementation process includes steps 801-809.

Этап 801: прием полученного сигнала бурового раствора.Step 801: receiving the received mud signal.

На этом этапе полученный сигнал бурового раствора может быть обозначен как

а полученный сигнал бурового раствора представляет собой:At this stage, the received mud signal can be denoted as

and the resulting mud signal is:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала.

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the starting sequence number of the input signal.

802: ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора.802: Enter mud signal into mud signal buffer.

На этом этапе сигнал бурового раствора вводят в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:In this step, the mud signal is input into the mud signal buffer to obtain the mud signal.

in the mud signal buffer:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора, длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.

where

is the mud signal in the mud signal buffer, the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the mud signal buffer.

Этап 803: определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.Step 803: determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

На этом этапе определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора может включать получение заданной частоты любого одного или нескольких типов сигнала периодического шума и определение полученной заданной частоты как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора. Например, если периодическим шумом является шум верхнего привода, то частота шума верхнего привода может быть получена непосредственно.In this step, determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal may include obtaining a target frequency of any one or more types of periodic noise signal and determining the resulting target frequency as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the drilling fluid signal. For example, if the periodic noise is top drive noise, then the frequency of the top drive noise can be obtained directly.

Получение частоты шума верхнего привода является распространенным техническим средством для специалистов в данной области техники, которое не ограничено.Getting the noise frequency of the top drive is a common technique for those skilled in the art, which is not limited.

Этап 804: оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора.Step 804: Windowing the mud signal in the mud signal buffer.

На этом этапе сигнал бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора подвергнут оконному преобразованию, и формула для оконного преобразования выглядит следующим образом:At this stage, the mud signal in the mud signal buffer is windowed and the windowing formula is:

где

представляет собой подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора,

представляет собой оконную функцию окна Хеннинга с длиной N, вектор оконной функции окна Хеннинга представляет собой:where

is the windowed mud signal,

is a Hanning window function of length N, the Hanning window function vector is:

где

в формуле

означает, что два вектора соответственно умножают поэлементно.where

in formula

means that two vectors are respectively multiplied element-wise.

Этап 805: выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.Step 805: Performing a Fourier transform on the windowed mud signal in the mud signal buffer to obtain a mud signal in the frequency domain.

На этом этапе подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора подвергают преобразованию DFT для получения сигнала бурового раствора

в частотной области,

где

представляет операцию DFT.At this stage, the windowed mud signal

in the mud signal buffer is subjected to DFT transformation to obtain the mud signal

in the frequency domain

where

represents a DFT operation.

Этап 806: задание коэффициента подавления и определение вектора подавления, коэффициент подавления включает:Step 806: setting the rejection factor and determining the rejection vector, the rejection factor includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой количество точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой заданную частоту сигнала периодического шума;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования DFT сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, N представляет собой количество точек выборки в периоде; и

указывает на округление в меньшую сторону.where α _j is the rejection ratio, α _j is a positive real number less than 1, j is the number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

is a given frequency of the periodic noise signal;

represents the center frequency of the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

represents the frequency resolution of the DFT conversion of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, N is the number of sampling points in the period; and

indicates rounding down.

Согласно заданному коэффициенту подавления вектор подавления определен следующим образом:According to the given suppression factor, the suppression vector is defined as follows:

где S представляет собой длину вектора подавления, а его значение соответствует количеству точек выборки в периоде.

where S is the length of the suppression vector, and its value corresponds to the number of sample points in the period.

Этап 807: умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.Step 807: Multiply the frequency domain mud signal by the rejection factor to obtain a denoised frequency domain mud signal output.

На этом этапе после определения коэффициента подавления выполняют обработку для устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области, и формула расчета обработки для устранения шума следующая:At this step, after the rejection coefficient is determined, noise elimination processing is performed on the mud signal in the frequency domain, and the noise elimination processing calculation formula is as follows:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области или подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора в частотной области, а представляет собой коэффициент подавления, а

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области с подавленным шумом.

where

is the frequency domain mud signal or the windowed mud signal in the frequency domain, a is the rejection factor, and

represents the mud signal in the frequency domain with noise suppression.

Этап 808 (не показан): преобразование сигнала бурового раствора

в частотной области с подавленным шумом во временную область с использованием обратного дискретного преобразования Фурье (IDFT) для получения сигнала бурового раствора

во временной области с подавленным шумом.Step 808 (not shown): mud signal conversion

noise canceled frequency domain to time domain using Inverse Discrete Fourier Transform (IDFT) to obtain mud signal

in the time domain with suppressed noise.

Этап 809: получение сигнала выходного бурового раствора с подавленным шумом согласно сигналу бурового раствора во временной области с подавленным шумом.Step 809: Obtaining a noise canceled output mud signal according to the noise canceled time domain mud signal.

На этом этапе,

K точек выборки в центре сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом перехватывают для получения вектора сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса:At this stage,

K sample points at the center of the mud signal

in the denoised time domain intercept to obtain the output mud signal vector with denoised pump stroke:

K представляет собой количество перехваченных точек выборки, N представляет собой количество точек выборки в периоде, а

представляет собой вектор сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса.

K is the number of intercepted sample points, N is the number of sample points in the period, and

represents the signal vector of the output drilling fluid with the pump stroke noise removed.

В этом варианте осуществления предлагается устранить шум в частотной области и подавить периодические компоненты в частотной области для системы MWD для достижения цели устранения помех периодического шума, причем может быть достигнут хороший эффект устранения шума.In this embodiment, it is proposed to eliminate noise in the frequency domain and suppress periodic components in the frequency domain for an MWD system to achieve the purpose of eliminating interference of periodic noise, and a good noise elimination effect can be achieved.

Иллюстративный вариант осуществленияIllustrative Embodiment

В этом иллюстративном варианте осуществления процесс реализации способа устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD) включает этапы 901-909,In this exemplary embodiment, the process for implementing a noise elimination method for a measurement-while-drilling (MWD) system includes steps 901-909,

Этап 901: прием полученного сигнала бурового раствора.Step 901: receiving the received mud signal.

На этом этапе полученный сигнал бурового раствора может представлять собой

а полученный сигнал бурового раствора представляет собой:At this stage, the received mud signal can be

and the resulting mud signal is:

где

представляет собой сигнал бурового раствора,

представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала.

where

is a mud signal,

is the drilling fluid input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the starting sequence number of the input signal.

902: ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора.902: Enter mud signal into mud signal buffer.

На этом этапе сигнал бурового раствора вводят в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора:In this step, the mud signal is input into the mud signal buffer to obtain the mud signal.

in the mud signal buffer:

все длины буферов сигнала бурового раствора представляют собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.

all lengths of the mud signal buffers are N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer.

Этап 903: определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.Step 903: determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

На этом этапе центральную частоту сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора определяют как характерную частоту сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.In this step, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal is determined as the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

Для случая, когда частота шума не может быть определена и сигнал шума не может быть получен, центральная частота сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора может быть использована для определения как характерная частота сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.For the case where the frequency of the noise cannot be determined and the noise signal cannot be obtained, the center frequency of the periodic noise signal in the mud signal can be used to determine as the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal.

Этап 904: оконное преобразование сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора.Step 904: Windowing the mud signal in the mud signal buffer.

На этом этапе сигнал бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора подвергнут оконному преобразованию, и формула для оконного преобразования выглядит следующим образом:At this stage, the mud signal in the mud signal buffer is windowed and the windowing formula is:

где

представляет собой оконную функцию окна Хеннинга с длиной N, вектор оконной функции окна Хеннинга представляет собой:where

is a Hanning window function of length N, the Hanning window function vector is:

где

в формуле

означает, что два вектора соответственно умножают поэлементно.where

in formula

means that two vectors are respectively multiplied element-wise.

Этап 905: выполнение преобразования Фурье в отношении подвергнутого оконному преобразованию сигнала бурового раствора в буфере сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области.Step 905: Performing a Fourier transform on the windowed mud signal in the mud signal buffer to obtain a mud signal in the frequency domain.

На этом этапе подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора

в буфере сигналов бурового раствора подвергают преобразованию DFT для получения сигнала бурового раствора

в частотной области,

где

представляет операцию DFT.At this stage, the windowed mud signal

in the mud signal buffer is subjected to DFT transformation to obtain the mud signal

in the frequency domain

where

represents a DFT operation.

Этап 906: задание коэффициента подавления и определение вектора подавления, коэффициент подавления включает:Step 906: setting the suppression coefficient and determining the suppression vector, the suppression coefficient includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой характерную частоту;

представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области;

представляет собой разрешение по частоте преобразования DFT сигнала бурового раствора,

представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, N представляет собой количество точек выборки в периоде; и

указывает на округление в меньшую сторону.where α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

k is an integer and satisfies

a

is the characteristic frequency;

represents the center frequency of the actual signal for the mud signal in the frequency domain;

represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain;

represents the frequency resolution of the DFT conversion of the mud signal,

is the sampling period of the mud signal, N is the number of sampling points in the period; and

indicates rounding down.

Согласно заданному коэффициенту подавления вектор подавления определен следующим образом:According to the given suppression factor, the suppression vector is defined as follows:

где N представляет собой длину вектора подавления.

where N is the length of the suppression vector.

Этап 907: умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом.Step 907 : Multiply the frequency domain mud signal by the rejection factor to obtain a denoised frequency domain mud signal output.

На этом этапе после определения коэффициента подавления выполняют обработку для устранения шума в отношении сигнала бурового раствора в частотной области, и формула расчета обработки для устранения шума следующая:At this step, after the rejection coefficient is determined, noise elimination processing is performed on the mud signal in the frequency domain, and the noise elimination processing calculation formula is as follows:

где

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области или подвергнутый оконному преобразованию сигнал бурового раствора в частотной области, а представляет собой коэффициент подавления, а

представляет собой сигнал бурового раствора в частотной области с подавленным шумом.

where

is the frequency domain mud signal or the windowed mud signal in the frequency domain, a is the rejection factor, and

represents the mud signal in the frequency domain with noise suppression.

Этап 908 (не показан): преобразование сигнала бурового раствора

в частотной области с подавленным шумом во временную область с использованием обратного дискретного преобразования Фурье (IDFT) для получения сигнала бурового раствора

во временной области с подавленным шумом.Step 908 (not shown): mud signal conversion

noise canceled frequency domain to time domain using Inverse Discrete Fourier Transform (IDFT) to obtain mud signal

in the time domain with suppressed noise.

Этап 909: получение сигнала выходного бурового раствора с подавленным шумом согласно сигналу бурового раствора во временной области с подавленным шумом.Step 909: Obtaining a noise canceled output mud signal according to the noise canceled time domain mud signal.

На этом этапе,

K точек выборки в центре сигнала бурового раствора

во временной области с устраненным шумом перехватывают для получения вектора сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса:At this stage,

K sample points at the center of the mud signal

in the denoised time domain intercept to obtain the output mud signal vector with denoised pump stroke:

где K представляет собой количество перехваченных точек выборки, N представляет собой количество точек выборки в периоде, а

представляет собой вектор сигнала выходного бурового раствора с устраненными помехами хода насоса.

where K is the number of intercepted sample points, N is the number of sample points in the period, and

represents the signal vector of the output drilling fluid with the pump stroke noise removed.

В этом варианте осуществления предлагается устранить шум в частотной области и подавить периодические компоненты в частотной области для системы MWD для достижения цели устранения помех шума, причем может быть достигнут хороший эффект устранения шума.In this embodiment, it is proposed to eliminate noise in the frequency domain and suppress periodic components in the frequency domain for an MWD system to achieve the goal of eliminating noise interference, and a good noise elimination effect can be achieved.

Специалистам в данной области техники будет понятно, что все или некоторые этапы способов, функциональных модулей/блоков в системах и устройствах, раскрытых выше, могут быть реализованы в виде программного обеспечения, аппаратно программного обеспечения, аппаратного обеспечения и их соответствующих комбинаций. В аппаратной реализации разделение между функциональными модулями/блоками, упомянутое в приведенном выше описании, не обязательно соответствует разделению физических компонентов. Например, физический компонент может иметь несколько функций, или одна функция или этап могут быть выполнены несколькими физическими компонентами совместно. Некоторые или все компоненты могут быть реализованы как программное обеспечение, выполняемое процессором, таким как процессор цифровой обработки сигналов или микропроцессор, или как аппаратное обеспечение, или как интегральная схема, например, интегральная схема специализированного применения. Такое программное обеспечение может распространяться на машиночитаемых носителях, которые могут включать компьютерные носители данных (или постоянные носители) и средства связи (или временные носители). Как хорошо известно специалистам в данной области техники, термин «компьютерные носители данных» включает энергозависимые, энергонезависимые, съемные и несъемные носители, реализованные любым способом или по любой технологии, для хранения информации, такой как машиночитаемые команды, структуры данных, программные модули или другие данные. Компьютерные носители данных включают, но без ограничения, RAM, ROM, EEPROM, флеш-память или другие технологии запоминающих устройств, CD ROM, универсальные цифровые диски (DVD) или другой накопитель на оптических дисках, магнитные кассеты, ленты, накопитель на магнитных дисках или другие магнитные запоминающие устройства или любые другие носители, которые можно использовать для хранения нужной информации и доступ к которым можно получить через компьютер. Кроме того, специалистам в данной области техники хорошо известно, что средства связи обычно содержат машиночитаемые команды, структуры данных, программные модули или другие данные в виде модулированных сигналов данных, таких как несущие волны или другие механизмы передачи, и могут включать любые средства доставки информации.Those skilled in the art will appreciate that all or some of the steps of the methods, functional modules/blocks in the systems and devices disclosed above may be implemented in software, firmware, hardware, and appropriate combinations thereof. In a hardware implementation, the separation between functional modules/blocks mentioned in the above description does not necessarily correspond to the separation of physical components. For example, a physical component may have multiple functions, or a single function or step may be performed by multiple physical components together. Some or all of the components may be implemented as software executable by a processor, such as a digital signal processor or microprocessor, or as hardware, or as an integrated circuit, such as an application specific integrated circuit. Such software may be distributed on computer-readable media, which may include computer storage media (or permanent media) and communication media (or temporary media). As is well known to those skilled in the art, the term "computer storage media" includes volatile, non-volatile, removable and non-removable media implemented in any method or technology for storage of information such as computer readable instructions, data structures, program modules, or other data. . Computer storage media includes, but is not limited to, RAM, ROM, EEPROM, flash memory or other storage technologies, CD ROM, digital versatile disk (DVD) or other optical disc drive, magnetic cassettes, tapes, magnetic disk drive, or other magnetic storage devices or any other media that can be used to store the desired information and that can be accessed through a computer. In addition, those skilled in the art are well aware that communications media typically comprise computer readable instructions, data structures, program modules, or other data in the form of modulated data signals such as carrier waves or other transmission mechanisms, and may include any information delivery media.

Claims (71)

1. Способ устранения шума для системы измерения во время бурения (MWD), включающий:1. Method for eliminating noise for a measurement while drilling (MWD) system, including: прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иperforming a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-eliminated mud signal output in the frequency domain; при этом прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:while receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal; ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; иinputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.determining an average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal. 2. Способ устранения шума для системы MWD по п. 1, отличающийся тем, что сигнал бурового раствора представляет собой:2. The noise elimination method for the MWD system according to claim 1, characterized in that the mud signal is: s _n=[s_in(n) s_in(n+1) … s_in(n+K-1)]^T, s _n =[s _in (n) s _in (n+1) … s _in (n+K-1)] ^T , где s_in(n) представляет собой сигнал бурового раствора, s _in представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала;where s _in (n) is the mud signal, s _in is the mud input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the start sequence number of the input signal; перед выполнением преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области способ дополнительно включает:before performing a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain, the method further includes: ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора s _b в буфере сигналов бурового раствора:inputting the mud signal into the mud signal buffer to obtain the mud signal s _b in the mud signal buffer: s _b=[s_in(n-M) … s_in(n-2) s_in(n-1) s _in]^T, s _b \u003d [s _in (nM) ... s _in (n-2) s _in (n-1) s _in ] ^T , где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer. 3. Способ устранения шума для системы MWD по п. 1, отличающийся тем, что сигнал хода насоса представляет собой:3. The noise elimination method for the MWD system according to claim 1, characterized in that the pump stroke signal is: P _in=[p_in(n) p_in(n+1) … p_in(n+K-1)]^T, P _in =[p _in (n) p _in (n+1) … p _in (n+K-1)] ^T , где P _in представляет собой вектор входного сигнала хода насоса, p_in(n) представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.where P _in is the pump stroke input vector, p _in (n) is the pump stroke input, K is the length of the pump stroke input vector, and n is the start sequence number of the pump stroke input. 4. Способ устранения шума для системы MWD по п. 3, отличающийся тем, что ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает:4. The noise elimination method for the MWD system according to claim 3, wherein inputting the pump stroke signal into the pump stroke signal buffer when the pump stroke input signal can be received comprises: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса P _b в буфере сигналов хода насоса:input pump stroke signal into the pump stroke buffer, when the pump stroke input can be received, to obtain the pump stroke signal P _b in the pump stroke buffer: P _b=[p_in(n-M) … p_in(n-2) p_in(n-1) P_in]^T, P _b \u003d [p _in (nM) ... p _in (n-2) p _in (n-1) P _in ] ^T , где P _b представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.where P _b is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer, N=K+M, and M is the vector length of the original signal in the pump stroke buffer. 5. Способ устранения шума для системы MWD по п. 4, отличающийся тем, что определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:5. The noise elimination method for the MWD system according to claim 4, characterized in that determining the average pump stroke frequency obtained according to the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

где

представляет собой среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса, сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой сигнал, содержащий L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой t_k, t_k представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту, k=0,1,2, …, L , а L+1 представляет собой количество передних фронтов.where

is the average pump stroke frequency of the pump stroke signal, the pump stroke signal in the pump stroke buffer is a signal containing L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is t _k , t _k is the time corresponding to rising edge, k=0,1,2, ..., L , and L+1 is the number of rising edges. 6. Способ устранения шума для системы MWD по п. 1, отличающийся тем, что получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом включает:6. The noise elimination method for the MWD system according to claim 1, characterized in that obtaining, according to the characteristic frequency of the signal of periodic noise in the mud signal, the drilling mud signal in the frequency domain and the specified suppression coefficient, the output signal of the drilling mud signal in the frequency domain with eliminated noise includes: определение частоты коэффициента подавления согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; иdetermining the frequency of the suppression factor according to a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; and умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed; при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

, к представляет собой целое число и удовлетворяет

, а

представляет собой характерную частоту; ƒ₀ представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора; B_s представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области; Δƒ представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

T_s представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде; и

указывает на округление в меньшую сторону.where α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

, k is an integer and satisfies

, a

is the characteristic frequency; ƒ ₀ is the center frequency of the actual signal for the mud signal; B _s represents the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain; Δƒ is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

T _s is the mud signal sample period and N is the number of sample points in the period; and

indicates rounding down. 7. Устройство для устранения шума для системы MWD, содержащее запоминающее устройство и процессор;7. A device for eliminating noise for the MWD system, containing a memory device and a processor; при этом запоминающее устройство выполнено с возможностью хранения программы для устранения шума для системы MWD; иwherein the storage device is configured to store a noise elimination program for the MWD system; and процессор выполнен с возможностью чтения и выполнения программы для устранения шума для системы MWD, а также выполнения следующих операций:the processor is configured to read and execute a program to eliminate noise for the MWD system, as well as perform the following operations: прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;receiving the received mud signal and determining a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; выполнение преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области; иperforming a Fourier transform on the mud signal to obtain a mud signal in the frequency domain; and получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;obtaining, according to a characteristic frequency of the periodical noise signal in the mud signal, the mud signal in the frequency domain, and the predetermined rejection ratio, a noise-eliminated mud signal output in the frequency domain; при этом прием полученного сигнала бурового раствора и определение характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:while receiving the received mud signal and determining the characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: прием полученного сигнала бурового раствора;receiving the received mud signal; ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса; иinputting a pump stroke signal into a pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received; and определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора.determining an average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal. 8. Устройство для устранения шума для системы MWD по п. 7, отличающееся тем, что сигнал бурового раствора представляет собой:8. Noise elimination device for the MWD system according to claim 7, characterized in that the mud signal is: s _in=[s_in(n) s_in(n+1) … s_in(n+K-1)]^T, s _in =[s _in (n) s _in (n+1) … s _in (n+K-1)] ^T , где s_in(n) представляет собой сигнал бурового раствора, s _in представляет собой вектор входного сигнала бурового раствора, K представляет собой длину вектора входного сигнала, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала;where s _in (n) is the mud signal, s _in is the mud input signal vector, K is the length of the input signal vector, and n is the start sequence number of the input signal; перед выполнением преобразования Фурье в отношении сигнала бурового раствора для получения сигнала бурового раствора в частотной области процессор дополнительно выполняет следующую операцию:Before performing the Fourier transform on the mud signal to obtain the mud signal in the frequency domain, the processor further performs the following operation: ввод сигнала бурового раствора в буфер сигналов бурового раствора для получения сигнала бурового раствора s _b в буфере сигналов бурового раствора:inputting the mud signal into the mud signal buffer to obtain the mud signal s _b in the mud signal buffer: s _b=[s_in(n-M) … s_in(n-2) s_in(n-1) s _in]^T, s _b \u003d [s _in (nM) ... s _in (n-2) s _in (n-1) s _in ] ^T , где длина буфера сигналов бурового раствора представляет собой N, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов бурового раствора.where the length of the mud signal buffer is N, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in the mud signal buffer. 9. Устройство для устранения шума для системы MWD по п. 7, отличающееся тем, что сигнал хода насоса представляет собой:9. Noise elimination device for the MWD system according to claim 7, characterized in that the pump stroke signal is: P _in=[p_in(n) p_in(n+1) … p_in(n+K-1)]^Т, P _in \u003d [p _in (n) p _in (n + 1) ... p _in (n + K-1)] ^T , где P _in представляет собой вектор входного сигнала хода насоса, p_in(n) представляет собой входной сигнал хода насоса, K представляет собой длину вектора входного сигнала хода насоса, а n представляет собой начальный номер последовательности входного сигнала хода насоса.where P _in is the pump stroke input vector, p _in (n) is the pump stroke input, K is the length of the pump stroke input vector, and n is the start sequence number of the pump stroke input. 10. Устройство для устранения шума для системы MWD по п. 9, отличающееся тем, что ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, включает:10. The noise canceling device for an MWD system according to claim 9, wherein inputting a pump stroke signal into the pump stroke signal buffer when a pump stroke input signal can be received includes: ввод сигнала хода насоса в буфер сигналов хода насоса, когда может быть получен входной сигнал хода насоса, для получения сигнала хода насоса p_b в буфере сигналов хода насоса:input a pump stroke signal into the pump stroke buffer when a pump stroke input can be received, to obtain a pump stroke signal p _b in the pump stroke buffer: P _b=[p_in(n-M) … p_in(n-2) p_in(n-1) P _in]^T, P _b \u003d [p _in (nM) ... p _in (n-2) p _in (n-1) P _in ] ^T , где P _b представляет собой сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса, N представляет собой длину буфера сигналов хода насоса, p_in(n) представляет собой входной сигнал хода насоса, N=K+М, а M представляет собой длину вектора исходного сигнала в буфере сигналов хода насоса.where P _b is the pump stroke signal in the pump stroke buffer, N is the length of the pump stroke buffer, p _in (n) is the pump stroke input, N=K+M, and M is the length of the original signal vector in buffer for pump stroke signals. 11. Устройство для устранения шума для системы MWD по п. 10, отличающееся тем, что определение средней частоты хода насоса, полученной согласно сигналу хода насоса в буфере сигналов хода насоса, как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора включает:11. The noise elimination device for the MWD system according to claim 10, characterized in that the determination of the average pump stroke frequency obtained from the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal includes: расчет средней частоты хода насоса сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса согласно моменту времени, соответствующему переднему фронту сигнала хода насоса в буфере сигналов хода насоса, и формуле расчета средней частоты хода насоса; иcalculating an average pump stroke frequency of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer according to a timing corresponding to a rising edge of the pump stroke signal in the pump stroke signal buffer and an average pump stroke frequency calculation formula; and определение полученной средней частоты хода насоса сигнала хода насоса как характерной частоты сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора;determining the obtained average pump stroke frequency of the pump stroke signal as a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; при этом формула расчета средней частоты хода насоса включает:while the formula for calculating the average pump stroke frequency includes:

где

представляет собой среднюю частоту хода насоса сигнала хода насоса, сигнал хода насоса в буфере сигналов хода насоса представляет собой сигнал, содержащий L+1 передних фронтов, а момент времени, соответствующий переднему фронту, представляет собой t_k, t_k представляет собой момент времени, соответствующий переднему фронту, k=0,1,2, …, L, а L+1 представляет собой количество передних фронтов.where

is the average pump stroke frequency of the pump stroke signal, the pump stroke signal in the pump stroke buffer is a signal containing L+1 rising edges, and the time corresponding to the rising edge is t _k , t _k is the time corresponding to rising edge, k=0,1,2, ..., L, and L+1 is the number of rising edges. 12. Устройство для устранения шума для системы MWD по п. 7, отличающееся тем, что получение, согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора, сигналу бурового раствора в частотной области и заданному коэффициенту подавления, выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом включает:12. A device for removing noise for the MWD system according to claim 7, characterized in that obtaining, according to the characteristic frequency of the signal of periodic noise in the mud signal, the mud signal in the frequency domain and the specified suppression coefficient, the output signal of the drilling mud in the frequency domain with eliminated noise includes: определение частоты коэффициента подавления согласно характерной частоте сигнала периодического шума в сигнале бурового раствора; иdetermining the frequency of the suppression factor according to a characteristic frequency of the periodic noise signal in the mud signal; and умножение сигнала бурового раствора в частотной области на коэффициент подавления для получения выходного сигнала бурового раствора в частотной области с устраненным шумом;multiplying the mud signal in the frequency domain by the rejection factor to obtain a mud signal output in the frequency domain with noise removed; при этом коэффициент подавления включает:while the suppression coefficient includes:

где α_j представляет собой коэффициент подавления, значение α_j представляет собой положительное действительное число меньше 1, j представляет собой номер последовательности точек выборки в периоде, a S представляет собой количество точек выборки в частотной области после преобразования Фурье; коэффициент подавления подавляет компонент сигнала с частотой

, k представляет собой целое число и удовлетворяет

а

представляет собой характерную частоту; ƒ₀ представляет собой центральную частоту действующего сигнала для сигнала бурового раствора; B_s представляет собой полосу пропускания действующего сигнала для сигнала бурового раствора в частотной области; Δƒ представляет собой разрешение по частоте преобразования Фурье сигнала бурового раствора,

T_s представляет собой период выборки сигнала бурового раствора, а N представляет собой количество точек выборки в периоде; и

указывает на округление в меньшую сторону.where α _j is the rejection coefficient, the value of α _j is a positive real number less than 1, j is the sequence number of sample points in the period, and S is the number of sample points in the frequency domain after the Fourier transform; the rejection factor suppresses the signal component with frequency

, k is an integer and satisfies

a

is the characteristic frequency; ƒ ₀ is the center frequency of the actual signal for the mud signal; B _s is the effective signal bandwidth for the mud signal in the frequency domain; Δƒ is the frequency resolution of the Fourier transform of the mud signal,

T _s is the mud signal sample period and N is the number of sample points in the period; and

indicates rounding down. 13. Машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся выполняемые компьютером команды, которые при исполнении процессором реализуют этапы способа устранения шума для системы MWD по любому из пп. 1-6.13. A computer-readable storage medium that stores computer-executable instructions that, when executed by the processor, implement the steps of the noise elimination method for the MWD system according to any one of claims. 1-6.

Images