NO20131063A1

NO20131063A1 - Apparatus and method for filtering data affected by a downhole pump

Info

Publication number: NO20131063A1
Application number: NO20131063A
Authority: NO
Inventors: Tobias Kischkat; Eick Niemeyer; Stefan Sroka
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2011-03-24
Filing date: 2013-08-05
Publication date: 2013-09-02
Also published as: WO2012128867A3; GB2504029A; GB201318539D0; US20130020074A1; WO2012128867A2; BR112013023821A2

Abstract

Her beskrives en fremgangsmåte for overføring av data fra et verktøy som er anbrakt i et borehull og trenger gjennom jorden til en mottaker. Fremgangsmåten omfatter anbringelse av verktøyet i et borehull og mottak av en serie målinger ved hjelp av en prosessor som er anbrakt på verktøyet. Et telemetrisystem overfører en siste mottatt måling som oppfyller godtakelseskriteriene, til mottakeren etter fullførelse av overføring av en tidligere overført måling.Here is described a method for transmitting data from a tool located in a borehole and penetrating through the ground to a receiver. The method comprises placing the tool in a borehole and receiving a series of measurements by means of a processor mounted on the tool. A telemetry system transmits a last received measurement that meets the acceptance criteria to the receiver after completing the transmission of a previously transmitted measurement.

Description

APPARAT OG FREMGANGSMÅTE FOR FILTRERING AV DATA PÅVIRKET APPARATUS AND METHOD FOR FILTERING DATA AFFECTED

AV EN NEDIHULLSPUMPE OF A DOWNHOLE PUMP

KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE SØKNADER CROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

Denne søknaden påberoper seg en tidligere registreringsdato fra den amerikanske provisoriske søknaden, serie nr. 61/467262, innsendt 24. mars 2011, hvis beskrivelse i sin helhet er lagt inn i denne teksten som referanse. This application claims an earlier filing date from US Provisional Application Serial No. 61/467262, filed Mar. 24, 2011, the entire disclosure of which is incorporated herein by reference.

BAKGRUNN BACKGROUND

1. Oppfinnelsens område 1. The scope of the invention

[0001] Oppfinnelsen som her er beskrevet, vedrører filtrering av data oppnådd fra et nedihullsmiljø og i særdeleshet data som er knyttet til bruk av en nedihullspumpe. [0001] The invention described here relates to the filtering of data obtained from a downhole environment and in particular data which is linked to the use of a downhole pump.

2. Beskrivelse av relatert teknikk 2. Description of Related Art

[0002] En boreanordning som brukes til geofysisk leting, omfatter ofte én eller flere sensorer for utføring av målinger på omgivelsesmaterialer under overflaten. Ved å utføre målinger som kalles "measure-while-drilling" (måling under boring) eller MWD, anbringes sensorene i en bunnhullsenhet i en borestreng i nærheten av et bor. Målingene kan utføres mens det bores et borehull gjennom materialene under overflaten eller under et midlertidig opphør i boringen. [0002] A drilling device used for geophysical exploration often includes one or more sensors for carrying out measurements on surrounding materials below the surface. By performing measurements called "measure-while-drilling" or MWD, the sensors are placed in a downhole unit in a drill string near a drill bit. The measurements can be carried out while a borehole is being drilled through the materials below the surface or during a temporary cessation of drilling.

[0003] Dataene som er relatert til målingene, overføres vanligvis til jordoverflaten ved hjelp av mud-puls-telemetri. Mud-puls-telemetri er vanligvis svært langsom (et par biter per sekund), slik at det tar flere sekunder å overføre en hel datapakke. Grunnet den lave dataoverføringsraten kan det oppstå problemer når alle de registrerte dataene ikke kan overføres. Vanligvis brukes de siste tilgjengelige registrerte dataene for overføring til overflaten. Men ikke alle de sist registrerte dataene er nyttige, og overføring av slike data er sløsing med tid og båndbredde og kan hindre overføring av mer nyttige data. [0003] The data related to the measurements are usually transmitted to the earth's surface by means of mud-pulse telemetry. Mud-pulse telemetry is usually very slow (a few bits per second), so it takes several seconds to transmit an entire packet of data. Due to the low data transfer rate, problems may arise when all the recorded data cannot be transferred. Generally, the latest available recorded data is used for transmission to the surface. But not all the last recorded data is useful, and transferring such data is a waste of time and bandwidth and can prevent the transfer of more useful data.

[0004] En type sensor som brukes til MWD, er et formasjonstestverktøy. Formasjonstestverktøyet er konfigurert til å trekke formasjonsfluid fra en vegg i borehullet og utføre én eller flere tester på formasjonsfluidprøven. En positiv fortrengningspumpe, for eksempel en dobbeltvirkende pumpe som bruker et stempel, brukes vanligvis til å trekke ut formasjonsfluidprøven. Prøven trekkes ut av et stempel som reduserer trykket i et kammer som fører til at formasjonsfiuidet, som har et høyere trykk, flyter inn i kammeret. Men når stemplet reverserer sitt slag, stopper innløpsflyten, og trykket i prøvekammeret stiger mot formasjonstrykket. Prøvetrykket eller en parameter som er relatert til prøvetrykket, er vanligvis en type data som kreves for å evaluere prøven riktig. Noen ganger overføres trykket når stemplet beveger seg og noen ganger overføres trykket når stemplet reverserer (dvs. stanses). Overføring av en verdi målt under pumpereverseringen er sløsing med tid og båndbredde fordi verdien overføres til uforutsigbare intervaller. Følgelig ville en forbedring av overføringen av data fra et MWD-verktøy bli godt mottatt i boreindustrien. [0004] One type of sensor used for MWD is a formation test tool. The formation test tool is configured to draw formation fluid from a wall of the borehole and perform one or more tests on the formation fluid sample. A positive displacement pump, such as a double-acting pump that uses a piston, is typically used to withdraw the formation fluid sample. The sample is withdrawn by a piston which reduces the pressure in a chamber causing the formation fluid, which has a higher pressure, to flow into the chamber. But when the piston reverses its stroke, the inlet flow stops, and the pressure in the sample chamber rises towards the formation pressure. The sample pressure or a parameter related to the sample pressure is usually a type of data required to properly evaluate the sample. Sometimes the pressure is transferred when the piston moves and sometimes the pressure is transferred when the piston reverses (ie stops). Transmitting a value measured during the pump reversal is a waste of time and bandwidth because the value is transmitted at unpredictable intervals. Consequently, an improvement in the transmission of data from an MWD tool would be well received in the drilling industry.

KORT SAMMENDRAG SHORT SUMMARY

[0005] Her beskrives en fremgangsmåte for overføring av data fra et verktøy som er anbrakt i et borehull og trenger gjennom jorden til en mottaker. Fremgangsmåten omfatter anbringelse av verktøyet i et borehull og mottak av en serie målinger ved hjelp av en prosessor som er anbrakt på verktøyet. Et telemetrisystem overfører en siste mottatt måling som oppfyller godtakelseskriteriene, til mottakeren etter fullførelse av overføring av en tidligere overført måling. [0005] Here is described a method for transferring data from a tool that is placed in a borehole and penetrates the earth to a receiver. The method involves placing the tool in a borehole and receiving a series of measurements using a processor which is placed on the tool. A telemetry system transmits a last received measurement that meets the acceptance criteria to the receiver after completion of transmission of a previously transmitted measurement.

[0006] Her beskrives også en fremgangsmåte for overføring av data fra et verktøy som er konfigurert til å anbringes i et borehull og trenger gjennom jorden til en mottaker. Anordningen omfatter: et telemetrisystem som er anbrakt på verktøyet og en prosessor som er anbrakt på verktøyet og konfigurert til å motta en serie målinger og identifisere disse målingene som sist er mottatt og oppfylle et godtakelseskriterium som overføres av telemetrisystemet til mottakeren etter fullføring av overføring av en tidligere overført måling. [0006] Here is also described a method for transferring data from a tool that is configured to be placed in a borehole and penetrates the earth to a receiver. The device comprises: a telemetry system mounted on the tool and a processor mounted on the tool and configured to receive a series of measurements and identify those measurements as the last received and meet an acceptance criterion transmitted by the telemetry system to the receiver upon completion of transmission of a previously transferred measurement.

[0007] Videre beskrives et ikke-flyktig, datamaskinlesbart medium som omfatter instruksjoner som kan utføres av datamaskin, for å overføre data fra et verktøy som er anbrakt i et borehull og som trenger gjennom jorden til en mottaker ved å implementere en fremgangsmåte som omfatter: Mottak av en serie målinger fra en sensor som er anbrakt i et borehull, og overføring til mottakeren av en siste mottatt måling som oppfyller et godtakelseskriterium etter fullføring av overføring av en tidligere overført måling. [0007] Furthermore, a non-volatile, computer-readable medium comprising computer-executable instructions is described for transferring data from a tool located in a borehole and penetrating the earth to a receiver by implementing a method comprising: Receiving a series of measurements from a sensor placed in a borehole and transmitting to the receiver a last received measurement that meets an acceptance criterion after completion of transmission of a previously transmitted measurement.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0008] De følgende beskrivelsene skal ikke på noen måte anses som begrensende. Med referanse til de vedlagte tegningene er samme elementer nummerert på samme måte: [0008] The following descriptions are not to be considered limiting in any way. With reference to the attached drawings, the same elements are numbered in the same way:

[0009] FIG. 1 illustrerer et eksempel på en utførelsesform av et nedihullsverktøy som er anbrakt i et borehull som trenger gjennom jorden, [0009] FIG. 1 illustrates an example of an embodiment of a downhole tool that is placed in a borehole that penetrates the earth,

[00010] FIG. 2 illustrerer et eksempel på en utførelsesform av en dobbeltvirkende prøvepumpe, [00010] FIG. 2 illustrates an example of an embodiment of a double-acting sample pump,

[00011] FIG. 3 beskriver aspekter av prøvekammertrykk i prøvepumpen, [00011] FIG. 3 describes aspects of sample chamber pressure in the sample pump,

[00012] FIG. 4A og 4B, som det samlet refereres til som FIG. 4, beskriver andre aspekter av prøvekammertrykket i prøvepumpen, [00012] FIG. 4A and 4B, which are collectively referred to as FIG. 4, describes other aspects of the sample chamber pressure in the sample pump,

[00013] FIG. 5A og 5B, som det samlet refereres til som FIG. 5, beskriver aspekter av sensorutgangen som påvirkes av pumpetrykkvariasjonen, og [00013] FIG. 5A and 5B, which are collectively referred to as FIG. 5, describes aspects of the sensor output that are affected by the pump pressure variation, and

[00014] FIG. 6 viser et eksempel på en fremgangsmåte for overføring av data fra et nedihullsverktøy til en mottaker. [00014] FIG. 6 shows an example of a method for transferring data from a downhole tool to a receiver.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[00015] En detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av den beskrevne anordningen og fremgangsmåten er her presentert ved hjelp av eksemplifisering og ikke-begrensning med referanse til figurene. [00015] A detailed description of one or more embodiments of the described device and method is presented herein by way of example and non-limitation with reference to the figures.

[00016] FIG. 1 illustrerer et eksempel på en utførelsesform av et nedihullsverktøy 10 som er anbrakt i et borehull 2 som trenger gjennom jorden 3, som omfatter en jordformasjon 4. Nedihullsverktøyet 10 føres gjennom borehullet 2 av en bærer 5. I utførelsesformen i FIG. 1 er bæreren 5 en borestreng 6 for operasjoner med måling under boring (MWD). I en annen utførelsesform kan bæreren 5 være en kabelledning og kabelledningsoperasjoner. Et telemetrisystem 7 er tilveiebrakt for å overføre data fra nedihullsverktøyet 10 til en mottaker, for eksempel et databehandlingssystem 13 som er anbrakt på jordoverflaten 3. I én utførelsesform er telemetrisystemet 7 et mud-puls-telemetrisystem 8. For å bruke nedihullsverktøyet 10 og/eller tilveiebringe et kommunikasjonsgrensesnitt med telemetrisystemet 7, inkluderer nedihullsverktøyet 10 nedihullselektronikk 11. [00016] FIG. 1 illustrates an example of an embodiment of a downhole tool 10 which is placed in a borehole 2 that penetrates the earth 3, which includes a soil formation 4. The downhole tool 10 is guided through the borehole 2 by a carrier 5. In the embodiment in FIG. 1, the carrier 5 is a drill string 6 for measurement-while-drilling (MWD) operations. In another embodiment, the carrier 5 can be a cable line and cable line operations. A telemetry system 7 is provided to transmit data from the downhole tool 10 to a receiver, for example a data processing system 13 placed on the earth surface 3. In one embodiment, the telemetry system 7 is a mud-pulse telemetry system 8. To use the downhole tool 10 and/or providing a communication interface with the telemetry system 7, the downhole tool 10 includes downhole electronics 11.

[00017] Med fortsatt referanse til FIG. 1 inkluderer nedihullsverktøyet 10 en formasjonsfluidtester 12 som er konfigurert til å utføre én eller flere målinger på fluidet som er hentet ut fira formasjonen 4. Formasjonsfluidtesteren inkluderer en probe 14 som er konfigurert til å utvide seg fra nedihullsverktøyet 10 og tetningen med en vegg i borehullet 2. En pumpe 15 som er koblet til proben 14, er konfigurert til å senke trykket internt i proben 14 for å trekke ut en prøve på formasjonsfluidet fra formasjonen 4 og tømme prøven inn i prøvekammeret 16 for analyse. Forskjellige sensorer 17 er konfigurert for å utføre forskjellige typer målinger på prøven. Ikke-begrensende eksempler på målingene omfatter trykk, temperatur, tetthet, viskositet, kompressibilitet, stråling og spektroskopi. [00017] With continued reference to FIG. 1, the downhole tool 10 includes a formation fluid tester 12 configured to perform one or more measurements on the fluid extracted from the formation 4. The formation fluid tester includes a probe 14 configured to extend from the downhole tool 10 and the seal with a wall in the borehole 2 A pump 15 connected to the probe 14 is configured to depressurize the probe 14 internally to extract a sample of the formation fluid from the formation 4 and empty the sample into the sample chamber 16 for analysis. Different sensors 17 are configured to perform different types of measurements on the sample. Non-limiting examples of the measurements include pressure, temperature, density, viscosity, compressibility, radiation and spectroscopy.

[00018] Med fortsatt referanse til FIG. 1 inkluderer nedihullselektronikken 11 et filter 18 som er konfigurert til å behandle data/målinger fira de forskjellige sensorene 17. Behandlingen kan inkludere en filtreringsfunksjon og/eller en tilhørende funksjon der hver mottatt måling er knyttet til andre data, for eksempel en måling av et aspekt av pumpen 15. Nedihullselektronikken 11 inkluderer også minnet 19 som er konfigurert til å lagre målinger fra sensoren 17 etter hvert som målingene mottas. Minnet 19 tilrettelegger for lagringsmålinger som ikke øyeblikkelig kan overføres til databehandlingssystemet 13 på grunn av telemetrisystemets 7 begrensede båndbredde. [00018] With continued reference to FIG. 1, the downhole electronics 11 includes a filter 18 configured to process data/measurements from the various sensors 17. The processing may include a filtering function and/or an associated function where each received measurement is linked to other data, for example a measurement of an aspect of the pump 15. The downhole electronics 11 also includes the memory 19 which is configured to store measurements from the sensor 17 as the measurements are received. The memory 19 facilitates storage measurements that cannot be immediately transferred to the data processing system 13 due to the limited bandwidth of the telemetry system 7.

[00019] Det kan nå refereres til FIG. 2 som illustrerer et eksempel på en utførelsesmåte av pumpen 15. I utførelsesmåten i FIG. 2 er pumpen 15 en dobbeltvirkende pumpe (dvs. fluidet pumpes på begge stempelslag). Et stempel i pumpe 15 brukes til å fortrenge fluidet og dermed utløse pumpingen. Under pumpingen fungerer ventilene 21 og 22 som innløpsventiler og ventilene 23 og 24 som utløpsventiler. Ventilene 21-24 kan være kontrollventiler eller eksternt drevne ventiler. En pumpesensor 20 er koblet til pumpen 15. Pumpesensoren 20 er konfigurert til å måle ett eller flere aspekter av pumpen 15. Som ikke-begrensende eksempler kan pumpesensoren 20 måle innløpstrykk, utløpstrykk, stempelposisjon, pumpeflytrate og/eller pumpet volum. [00019] Reference may now be made to FIG. 2 which illustrates an example of an embodiment of the pump 15. In the embodiment in FIG. 2, the pump 15 is a double-acting pump (ie the fluid is pumped on both piston strokes). A piston in pump 15 is used to displace the fluid and thus trigger the pumping. During pumping, valves 21 and 22 function as inlet valves and valves 23 and 24 as outlet valves. The valves 21-24 can be control valves or externally operated valves. A pump sensor 20 is connected to the pump 15. The pump sensor 20 is configured to measure one or more aspects of the pump 15. As non-limiting examples, the pump sensor 20 can measure inlet pressure, outlet pressure, piston position, pump flow rate and/or pumped volume.

[00020] En egenskap til en stempelbasert, dobbeltvirkende pumpe er at den ikke kan generere en kontinuerlig flyt. Når stemplet har nådd en endestopp, må retningen reverseres og enkelte ventiler må valgfritt aktiveres. Pumpereverseringen tar litt tid, og ingen flyt genereres i dette tidsrommet. I en anvendelse med fluidprøve fører stansen av flyten til økt trykk på innløpssiden. Trykket stiger mot formasjonstrykk (akkumulering). FIG. 3 gjengir en trykkurve av en dobbeltvirkende pumpe for én av pumpens innløpssider. [00020] A characteristic of a piston-based, double-acting pump is that it cannot generate a continuous flow. When the piston has reached an end stop, the direction must be reversed and certain valves must optionally be activated. The pump reversal takes some time, and no flow is generated during this time. In a fluid sample application, stopping the flow leads to increased pressure on the inlet side. The pressure rises towards formation pressure (accumulation). FIG. 3 reproduces a pressure curve of a double-acting pump for one of the pump's inlet sides.

[00021] Som anført i FIG. 3 er trykket relativt konstant når stemplet beveger seg. Følgelig er, i henhold til én utførelsesform, overføringen av de siste registrerte dataene overføringen av de siste dataene som oppnås når stemplet beveger seg. Hvis en forespørsel om telemetridata mottas av verktøyet 10, er de returnerte dataene enten (tilfelle 1) den siste verdien hvis stemplet nå beveger seg eller (tilfelle 2) en eldre verdi (lagret i minnet) som ble registrert mens stemplet beveget seg hvis stemplet nå er i ferd med å reverseres. Trykket trenger litt tid på stabiliseres igjen like etter at pumpen er reversert. En videre forbedring av ovennevnte fremgangsmåte går ut på å gi stempelbevegelsen litt tid etter stempelreverseringen som for eksempel i tilfelle 2. Denne ekstra tiden kan defineres av en spesifikk eller programmert tid, et pumpet volum, en flytrate eller stabiliteten til bestemte sensordata. Hvis stempelposisjonen er kjent, er det ikke behov for å detektere om stemplet har stanset. Tilfelle 2 kan anvendes like før pumpestemplet skal reverseres. Hver av betingelsene som er nødvendige for overføring av data til mottakeren, kan refereres til som et godtakelseskriterium. [00021] As indicated in FIG. 3, the pressure is relatively constant as the piston moves. Accordingly, according to one embodiment, the transmission of the last recorded data is the transmission of the last data obtained when the piston moves. If a request for telemetry data is received by tool 10, the returned data is either (case 1) the most recent value if the stamp is now moving or (case 2) an older value (stored in memory) that was recorded while the stamp was moving if the stamp is now is about to be reversed. The pressure needs some time to stabilize again immediately after the pump is reversed. A further improvement of the above method is to give the piston movement some time after the piston reversal as for example in case 2. This extra time can be defined by a specific or programmed time, a pumped volume, a flow rate or the stability of certain sensor data. If the piston position is known, there is no need to detect if the piston has stopped. Case 2 can be used just before the pump piston is to be reversed. Each of the conditions necessary for the transfer of data to the recipient can be referred to as an acceptance criterion.

[00022] Teknikkene som bestemmer hvilke data som skal overføres, kan utvides fra målingen av trykket i pumpeinnløpet til andre data. Prøveverktøyene for nedihullsfluid kan inneholde fluidsensorer for estimering av kontaminering av fluidet eller for å identifisere eller karakterisere det. Disse sensorenes uttak kan avhenge av trykket. Hvis trykkvariasjonen er forårsaket av pumpen og påvirker sensordataene, kan det brukes en algoritme til å fastsette og overføre konsistente data (dvs. data som er hentet inn under omtrent samme betingelser). Dermed kan en verktøyoperatør bedre vurdere om variasjonen i sensordataene er forårsaket av en endring i fluidegenskapene. Dette reduserer sannsynligheten for mistolkning fordi de overførte dataene viser mindre variasjon og er kjent for å være mer konsistente og dermed mer nøyaktige. [00022] The techniques that determine which data to transfer can be extended from the measurement of the pressure in the pump inlet to other data. The downhole fluid testing tools may contain fluid sensors for estimating contamination of the fluid or for identifying or characterizing it. The output of these sensors may depend on the pressure. If the pressure variation is caused by the pump and affects the sensor data, an algorithm can be used to determine and transmit consistent data (ie data acquired under approximately the same conditions). Thus, a tool operator can better assess whether the variation in the sensor data is caused by a change in the fluid properties. This reduces the likelihood of misinterpretation because the transmitted data shows less variation and is known to be more consistent and thus more accurate.

[00023] Operatøren må generelt forvisse seg om at trykket i pumpeinnløpet ikke faller under et terskeltrykk (f.eks. boblepunkt) der fluidegenskapene endrer seg irreversibelt. Følgelig er verktøyoperatøren vanligvis interessert i de lavere trykkene. Derfor er en ekstra type data som skal overføres, det laveste trykket i pumpeinnløpet som har inntrådt i en bestemt tidsramme. Denne verdien hjelper verktøyoperatøren med å bestemme om pumpehastigheten må justeres for å holde seg over boblepunktet. Tidsrammen kan defineres av et tidsintervall, et volum eller en telemetrioppdatering (ikke-begrensende eksempler). Ideen om å sende ekstra data for å bidra til å tolke de sendte primærdataene, kan utvides til andre sensordata som påvirkes av trykk- eller flytratevariasjon og der de laveste, høyeste eller andre statististiske verdier er viktige for at verktøyoperatøren skal kunne vite når dataoverføirngsraten er for lav til å definere disse verdiene etter overføring av rådata. [00023] The operator must generally ensure that the pressure in the pump inlet does not fall below a threshold pressure (e.g. bubble point) where the fluid properties change irreversibly. Consequently, the tool operator is usually interested in the lower pressures. Therefore, an additional type of data to be transferred is the lowest pressure in the pump inlet that has occurred in a specific time frame. This value helps the tool operator determine if the pump speed needs to be adjusted to stay above the bubble point. The timeframe can be defined by a time interval, a volume, or a telemetry update (non-limiting examples). The idea of sending additional data to help interpret the sent primary data can be extended to other sensor data that is affected by pressure or flow rate variation and where the lowest, highest or other statistical values are important for the tool operator to know when the data transfer rate is too low to define these values after transferring the raw data.

[00024] Hvis pumpehastigheten er lav, kan det ta lang tid å fylle pumpekammeret. Fluidet som renner inn i pumpekammeret, kan inneholde ikke-blandbare komponenter eller komponenter med stor forskjell i tetthet. Lang oppholdstid i pumpekammeret kan medføre segrering av fluidkomponentene. Når det segregerte fluidet skyves ut av kammeret, kan komponentene forlate kammeret suksessivt og også påvirke fluidsensorene suksessivt. Dette medfører vanligvis vilkårlig lyd i telemetridataene. For å utligne målingene til de forskjellige komponentene kan de målte dataene deles i data som registreres ved begynnelsen av et pumpeslag, og data som registreres på slutten av pumpeslaget. Dermed overføres konsistente data for de enkelte fluidkomponentene. [00024] If the pump speed is low, it may take a long time to fill the pump chamber. The fluid flowing into the pump chamber may contain immiscible components or components with a large difference in density. Long residence time in the pump chamber can cause segregation of the fluid components. As the segregated fluid is pushed out of the chamber, the components may leave the chamber successively and also affect the fluid sensors successively. This usually results in random noise in the telemetry data. In order to equalize the measurements of the different components, the measured data can be divided into data recorded at the beginning of a pump stroke and data recorded at the end of the pump stroke. Thus, consistent data is transmitted for the individual fluid components.

[00025] Uthenting og overføring av dataene som registreres når pumpen reverseres, kan gi informasjon om mobilitet (dvs. høyere mobilitet medfører høyere trykk eller raskere trykkstabilisering ved formasjonstrykk under stans av flyten). Trykkstigning utover formasjonstrykk under stopping av flyten er en indikator på tap av tetning med formasjonen. Denne informasjonen er svært viktig fordi tapet av tetningen vanligvis ikke kan bøtes på unntatt ved å avbryte verktøyoperasjonen, løsne tetningselementet, flytte verktøyet til et annet sted og prøve å oppnå en tetning på det nye stedet. Det kan derfor være ønskelig å overføre dataene som er oppnådd under reversering av pumpestemplet. [00025] Acquisition and transmission of the data recorded when the pump is reversed can provide information on mobility (ie higher mobility means higher pressure or faster pressure stabilization at formation pressure during stoppage of flow). Pressure rise above formation pressure during stoppage of flow is an indicator of loss of seal with the formation. This information is very important because the loss of the seal is usually not recoverable except by interrupting the tool operation, loosening the seal element, moving the tool to another location and attempting to achieve a seal at the new location. It may therefore be desirable to transfer the data obtained during reversal of the pump piston.

[00026] Enkelte sensorer er påvirket av trykk- eller fiytratevairasjonene som er forårsaket av pumpen. Enkelte målinger bruker lang tid på å levere et resultat, eller langtidssvarfiltre er involvert i etterbehandling av målingene. Hvis denne tidsrammen overlapper reverseringen av pumpestemplet, går det ut over kvaliteten på sensordataene. [00026] Certain sensors are affected by the pressure or fluidity variations caused by the pump. Certain measurements take a long time to deliver a result, or long-term response filters are involved in post-processing the measurements. If this time frame overlaps the reversal of the pump piston, the quality of the sensor data is compromised.

[00027] I et første eksempel er en sensor påvirket av trykk- eller flytratevairasjonene som er forårsaket av pumpen. Dens data oppnås ved høy rate og filtreres av et filter med en filtersvartid på flere sekunder. Trykkendringen under pumpestemplets reversering genererer skjevhet i de registrerte dataene, og de filtrerte dataene vil fortsatt, på grunn av filterforsinkelsen, være skjeve i en viss tid etter at pumpestemplet er reversert. [00027] In a first example, a sensor is affected by the pressure or flow rate variations caused by the pump. Its data is acquired at a high rate and filtered by a filter with a filter response time of several seconds. The pressure change during the pump piston reversal generates bias in the recorded data, and the filtered data will still, due to the filter delay, be biased for some time after the pump piston is reversed.

[00028] I et annet eksempel er en sensor påvirket av en variasjon i pumpetrykket. En måling varer flere sekunder. Sensoren kan oppvise en variasjon av resonansfrekvens som reaksjon på en parameter av interesse. For å måle parameteren av interesse er resonansen blitt fastsatt ved å bruke en frekvenssveip. Dette kan ta flere sekunder. Hvis det skjer en trykkvariasjon under sveipet, forvrenges det registrerte spektret (og viser kanskje flere eller overhodet ingen resonanstopper), og resultatet kan være av begrenset verdi eller unyttig. [00028] In another example, a sensor is affected by a variation in pump pressure. A measurement lasts several seconds. The sensor can exhibit a variation of resonant frequency in response to a parameter of interest. To measure the parameter of interest, the resonance has been determined using a frequency sweep. This may take several seconds. If a pressure variation occurs during the sweep, the recorded spectrum is distorted (and may show multiple or no resonance peaks) and the result may be of limited value or useless.

[00029] For å tilpasse sensorene til tidsvinduer med lang registreringstid og filtre med lange svartider, kan registreringen av sensordataene avbrytes mens pumpestemplet reverseres. Registreringen av sensordataene blir så gjenopptatt etter reversering av pumpestemplet når pumpeinnløpets trykk er stabilt igjen. Hvis pumpestemplets posisjon er kjent, kan dataregistreringen allerede avbrytes når pumpestemplet er like før reversering. Avbrytelse kan omfatte (1) total stans av dataregistrering samt stans av den tilknyttede filtreringen (som ved bruk av digitale filtre), (2) innmating av den siste riktige verdien (dvs. stabil konstant verdi) i filteret, (3) stans og senere gjenopptakelse av en målesekvens (for eksempel stans av frekvenssveipet på aktuell frekvens og gjenopptakelse av frekvenssveipet på denne frekvensen senere), og (4) sletting av allerede registrerte data i en målesekvens og senere oppstart av sekvensen. [00029] To adapt the sensors to time windows with long recording times and filters with long response times, the recording of the sensor data can be interrupted while the pump piston is reversed. The recording of the sensor data is then resumed after reversing the pump piston when the pump inlet pressure is stable again. If the position of the pump piston is known, the data recording can already be interrupted when the pump piston is just before reversal. Interruption may include (1) total cessation of data recording as well as cessation of the associated filtering (as when using digital filters), (2) input of the last correct value (ie, stable constant value) into the filter, (3) cessation and later resuming a measurement sequence (for example stopping the frequency sweep on the current frequency and resuming the frequency sweep on this frequency later), and (4) deleting already recorded data in a measurement sequence and later starting the sequence.

[00030] Det kan forstås at fremgangsmåtene for dataregistrering og -overføring som er beskrevet ovenfor, kan brukes til etterbehandling og visning av data. Skille av data registrert under pumpens flyt- og ikke-flytfaser fører til at datakurvene har mindre støy og er klarere og mer nøyaktige ved at de relevante informasjonene skilles. FIG. 4A viser et eksempel på originale (dvs. ikke-filtrerte) data for pumpetrykk i forhold til tid, mens FIG. 4B viser dataene etter filtrering (dvs. rensede etterbehandlingsdata). FIG. 5A viser et annet eksempel på opprinnelige ikke-filtrerte data, i dette tilfellet lydhastighet i forhold til tid, mens FIG. 5B viser disse dataene etter filtrering. [00030] It can be understood that the methods for data registration and transmission described above can be used for post-processing and display of data. Separating data recorded during the pump's flow and non-flow phases means that the data curves have less noise and are clearer and more accurate by separating the relevant information. FIG. 4A shows an example of original (ie, unfiltered) pump pressure versus time data, while FIG. 4B shows the data after filtering (ie, cleaned post-processing data). FIG. 5A shows another example of original unfiltered data, in this case sound speed versus time, while FIG. 5B shows this data after filtering.

[00031]Kombinasjonen av data registrert under pumpens flyt- og ikke-flytfaser kan brukes til å estimere ytterligere fluidegenskaper. Hvis endringen i trykket (eller flytraten) er kjent og en ekstra sensors reaksjon på endringen i trykk (eller flytrate) også er kjent, er det mulig å estimere egenskaper som for eksempel egenskaper knyttet til fluidkompressibilitet eller viskositet, eller varmeegenskaper. For eksempel kan fluidtrykket under pumpens flyt- og ikke-flytfaser registreres. I tillegg kan fluidets lydhastighet og refraksjonsindeks under flyt- og ikke-flytfasene registreres, mens tettheten bare bestemmes i løpet av flyttilstanden. Fluidets kompressibilitet og tetthet bestemmer lydhastigheten til et fluid i henhold til ligningen (1), der k er kompressibilitet. [00031] The combination of data recorded during the flow and non-flow phases of the pump can be used to estimate additional fluid properties. If the change in pressure (or flow rate) is known and an additional sensor's reaction to the change in pressure (or flow rate) is also known, it is possible to estimate properties such as properties related to fluid compressibility or viscosity, or heat properties. For example, the fluid pressure during the pump's flow and non-flow phases can be recorded. In addition, the fluid's sound speed and refractive index during the flow and non-flow phases can be recorded, while the density is only determined during the flow state. The fluid's compressibility and density determine the sound speed of a fluid according to equation (1), where k is compressibility.

Fluidets tetthet, lydhastighet og refraksjonsindeks, henholdsvis pi,Ciog angis under flytfasen, på samme måte som fluidets lydhastighet og refraksjonsindeks c2og «2angis under ikke-flytfasen. Da fluidets polariserbarhet ikke endres under den korte flytstoppen, kan tettheten p2beregnes i henhold til en Clausius-Mosotti-ligning, som forklart i det amerikanske patentet 7,016,026 B2, ved hjelp av ligningen (2). Kompressibiliteten for begge flyttilstander kan derfor beregnes ved hjelp av ligningene (3) og (4). The fluid's density, sound speed and refractive index, respectively pi,Cio and are specified during the flow phase, in the same way as the fluid's sound speed and refractive index c2 and «2 are specified during the non-flow phase. Since the polarizability of the fluid does not change during the short flow stop, the density p2 can be calculated according to a Clausius-Mosotti equation, as explained in US Patent 7,016,026 B2, using equation (2). The compressibility for both flow states can therefore be calculated using equations (3) and (4).

I tillegg kan store endringer i fluidets kompressibilitet mellom flyt- og ikke-flyttilstand brukes som en indikator på underskridelse av boblepunkttrykk. In addition, large changes in the compressibility of the fluid between the flow and non-flow states can be used as an indicator of undershooting the bubble point pressure.

[00032] FIG. 6 viser et eksempel på en fremgangsmåte 60 for overføring av data fira et verktøy som er anbrakt i et borehull og trenger gjennom jorden til en mottaker. Fremgangsmåten 60 krever at verktøyet anbringes (trinn 61) i et borehull med en bærer. Videre krever fremgangsmåten 60 mottak (trinn 62) av en serie målinger ved hjelp av en prosessor som er anbrakt på verktøyet. Videre krever fremgangsmåten 60 (trinn 63) overføring av den siste mottatte målingen som oppfyller et godtakelseskriterium til mottakeren etter fullført overføring av en tidligere overført måling ved hjelp av et telemetrisystem. [00032] FIG. 6 shows an example of a method 60 for transmitting data from a tool that is placed in a borehole and penetrates the earth to a receiver. The method 60 requires the tool to be placed (step 61) in a borehole with a carrier. Furthermore, the method 60 requires receiving (step 62) a series of measurements by means of a processor which is placed on the tool. Further, method 60 (step 63) requires transmission of the last received measurement that meets an acceptance criterion to the receiver after completion of transmission of a previously transmitted measurement using a telemetry system.

[00033] Som støtte for lærdommene i dette dokumentet kan forskjellige komponenter brukes, inkludert et digitalt og/eller et analogt system. For eksempel kan nedihullselektronikken 11, databehandlingssystemet 13 eller filteret 18 inkludere det digitale og/eller analoge systemet. Systemet kan ha komponenter som en prosessor, lagringsmedia, minne, inngang, utgang, kommunikasjonslenke (kablet, trådløs, pulset mud, optisk eller annet), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (for eksempel resistorer, kapasitorer, induktorer og andre) for å tilrettelegge for bruk av analyse av anordningen og fremgangsmåtene som er beskrevet i dette dokumentet på av flere måter som er velkjent i faget. Det anses at disse lærdommene kan, men ikke nødvendigvis må, implementeres i tilknytning til et sett instruksjoner som kan utføres av datamaskin og er lagret på et datamaskinlesbart medium, inkludert minne (ROM-er, RAM-er), optiske minner (CD-ROM-er) eller magnetiske minner (disker, harddisker), eller en annen type som ved utførelse fører til at datamaskinen implementerer den foreliggende oppfinnelsens fremgangsmåte. Disse instruksjonene kan tilrettelegge for bruk av utstyr, kontroll, dataoppsamling og analyse, og andre funksjoner som anses som relevante av en systemdesigner, eier, bruker eller annet lignende personale, i tillegg til funksjonene som er omtalt i denne beskrivelsen. [00033] In support of the teachings of this document, various components may be used, including a digital and/or an analog system. For example, the downhole electronics 11, the data processing system 13 or the filter 18 may include the digital and/or analog system. The system may have components such as a processor, storage media, memory, input, output, communication link (wired, wireless, pulsed mud, optical or other), user interface, software, signal processors (digital or analog) and other such components (such as resistors, capacitors , inductors, and others) to facilitate the use of analysis of the device and methods described in this document in a number of ways well known in the art. It is believed that these teachings may, but need not, be implemented in connection with a set of computer-executable instructions stored on a computer-readable medium, including memory (ROMs, RAMs), optical memories (CD-ROM -er) or magnetic memories (disks, hard drives), or another type which, when executed, causes the computer to implement the method of the present invention. These instructions may facilitate the use of equipment, control, data acquisition and analysis, and other functions deemed relevant by a system designer, owner, user, or other similar personnel, in addition to the functions discussed in this description.

[00034] Videre kan flere andre komponenter inkluderes og kreves for å tilrettelegge for aspekter av lærdommene i dette dokumentet. For eksempel kan en strømforsyning (f.eks. minst én av en generator, en ekstern forsyning og et batteri), kjølekomponent, varmekomponent, magnet, elektromagnet, sensor, elektrode, sender, mottaker, transceiver, antenne, kontroller, optisk enhet, elektrisk enhet eller elektromekanisk enhet inkluderes som støtte for de forskjellige aspektene som er drøftet i dette dokumentet, eller som støtte for andre funksjoner som går utover denne beskrivelsen. [00034] Furthermore, several other components may be included and required to facilitate aspects of the teachings of this document. For example, a power supply (eg, at least one of a generator, an external supply, and a battery), cooling component, heating component, magnet, electromagnet, sensor, electrode, transmitter, receiver, transceiver, antenna, controller, optical device, electrical device or electromechanical device is included to support the various aspects discussed in this document, or to support other functions that go beyond this description.

[00035] Termen "bærer" i dette dokumentet betyr enhver innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller elementer som kan brukes til å føre, romme, støtte eller på annen måte lette bruken av en annen innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller element. Andre eksempler på ikke-begrensende bærere inkluderer borestrenger av typen spolt rør, av typen leddet rør og enhver kombinasjon eller del av denne. Andre bærereksempler inkluderer bekledningsrør, kabelledninger, kabelledningssonder, glattledningssonder, drop shots, bunnhullsenheter, borestrenginnsatser, moduler, interne rammer og substratdeler av disse. [00035] The term "carrier" in this document means any device, device component, combination of devices, media and/or elements that can be used to carry, accommodate, support or otherwise facilitate the use of another device, device component, combination of devices, media and/or element. Other examples of non-limiting carriers include coiled tubing, jointed tubing, and any combination or part thereof. Other carrier examples include casing, cable lines, cable line probes, smooth wire probes, drop shots, downhole assemblies, drill string inserts, modules, internal frames and substrate parts thereof.

[00036] Elementer i utførelsesformene har ofte blitt innledet med artikkelen "en". Disse artiklene er ment å bety at det finnes ett eller flere av elementene. Termene "inkluderer" og "har" er beregnet på å være inklusive, slik at det kan forekomme andre elementer enn de som er oppført. Konjunksjonen "eller" med en liste over minst to uttrykk betyr en av termene eller en kombinasjon av disse. Termene "første" og "andre" brukes til å skjelne elementer, og brukes ikke til å betegne en bestemt rekkefølge. [00036] Elements in the embodiments have often been preceded by the article "a". These articles are meant to mean the presence of one or more of the elements. The terms "include" and "have" are intended to be inclusive, so that items other than those listed may occur. The conjunction "or" with a list of at least two expressions means one of the terms or a combination thereof. The terms "first" and "second" are used to distinguish elements, and are not used to denote a particular order.

[00037] Det vil bli forstått at de forskjellige komponentene eller teknologiene kan tilveiebringe visse nødvendige eller gunstige funksjonaliteter eller trekk. Følgelig forstås disse funksjonene og trekkene som kan være nødvendige som støtte for de vedlagte kravene og variasjoner av disse, som naturlig inkludert i lærdommene i dette dokumentet og i den beskrevne oppfinnelsen. [00037] It will be understood that the various components or technologies may provide certain necessary or beneficial functionalities or features. Accordingly, these functions and features which may be necessary in support of the appended claims and variations thereof are understood to be naturally included in the teachings of this document and in the described invention.

[00038] Mens oppfinnelsen er blitt beskrevet med referanse til utførelsesformer som eksempler, vil det bli forstått at forskjellige endringer kan foretas og ekvivalenser kan bli satt i stedet for elementer i oppfinnelsen uten å gå bort fira oppfinnelsens omfang. I tillegg vil mange endringer bli forstått som tilpasning av et bestemt instrument, en bestemt situasjon eller et bestemt materiale til oppfinnelsens lærdommer uten å gå bort fra oppfinnelsens essensielle omfang. Det er derfor ment at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den bestemte utførelsesformen som er beskrevet som den beste fremgangsmåten som er overveid for å utføre denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal inkludere alle utførelsesformer som faller innenfor omfanget til de vedlagte kravene. [00038] While the invention has been described with reference to exemplary embodiments, it will be understood that various changes may be made and equivalences may be substituted for elements of the invention without departing from the scope of the invention. In addition, many changes will be understood as adapting a particular instrument, a particular situation or a particular material to the teachings of the invention without departing from the essential scope of the invention. It is therefore intended that the invention shall not be limited to the particular embodiment described as the best method contemplated for carrying out this invention, but that the invention shall include all embodiments that fall within the scope of the appended claims.

Claims

1. Method for transmitting data from a tool placed in a borehole and penetrating the earth to a receiver, where the method comprises: placing the tool in a borehole using a carrier, receiving a series of measurements using a processor which is placed on the tool, and to transmit a last received measurement that meets an acceptance criterion to the receiver after completing the transmission of a previously transmitted measurement using a telemetry system.

2. Method according to claim 1, which further comprises storing each measurement in the series of measurements in the memory which is placed in the tool.

3. Method according to claim 1, which further comprises linking each measurement to an acceptance criteria measurement carried out by a first examiner.

4. Method according to claim 3, which further comprises comparison of the acceptance criteria measurement with the acceptance criterion to determine whether the associated measurement is to be transferred to the recipient.

5. Method according to claim 4, which further comprises transmitting the series of measurements from a second sensor placed on the tool.

6. The method of claim 5, wherein the second sensor is configured to observe a downhole property of interest.

7. Method according to claim 6, where a property of formation fluid lies in the downhole property of interest.

8. Method according to claim 7, which further comprises retrieving the formation fluid from a soil formation using a pump.

9. Method according to claim 8, which further comprises carrying out the acceptance circuit measurement on the pump using the first sensor.

10. Method according to claim 9, where the acceptance curve measurement comprises a selection from a group consisting of a pump piston stroke position, a time after a reversal of the pump piston stroke, a pump flow rate, a pumped volume or a combination thereof.

11. Method according to claim 10, where the stroke position of the pump piston comprises a position which is approximately halfway between two stroke-reversing positions.

12. Method according to claim 10, where the pump's flow rate is approximately constant for a certain period of time.

13. Method according to claim 10, which further comprises separating the first measurements associated with a first value of a selected acceptance criteria measurement from the other measurements associated with a second value of the selected acceptance criteria measurement.

14. Method according to claim 13, where the first value is linked to a stable flow rate of fluid through the pump and the second value is linked to a flow rate of liquid through the pump which is less than the stable flow rate.

15. Method according to claim 14, which further comprises determining the compressibility of the pumped fluid by means of the first measurements and the second measurements.

16. The method of claim 8, wherein the pump comprises a piston configured to pump a liquid by displacement, wherein the method further comprises separating the first measurements taken when the piston approximately reverses direction, from the second measurements taken when the piston moves and the pump inlet pressure is stabilized.

17. Method according to claim 16, which further comprises linking a first component in the pumped fluid to the first measurements, and a second component in the pumped fluid to the second measurements.

18. Device for transmitting data from a tool that is configured to be placed in a borehole that penetrates the earth to a receiver, the device comprising: a telemetry system that is located on the tool, and a processor that is located on the tool and configured to receiving a series of measurements and identifying those measurements as the last received and meeting an acceptance criterion transmitted by the telemetry system to the receiver upon completion of transmission of a previously transmitted measurement.

19. Device according to claim 18, wherein the processor is further configured to store each measurement in the series of measurements in the memory located on the tool.

20. Device according to claim 18, which further comprises a first sensor configured to provide the processor with an acceptance criteria measurement associated with each measurement in the series of measurements.

21. The device of claim 20, further comprising a second sensor configured to provide the series of measurements, wherein the measurements are in a downhole property of interest.

22. Device according to claim 21, which further comprises a pump which is configured to retrieve a formation fluid from an earth formation, where the second sensor is further configured to perform a measurement of a property of the retrieved formation fluid.

23. Device according to claim 22, wherein the first sensor is connected to the pump and configured to measure a parameter of the pump.

24. Device according to claim 18, where the telemetry system is a mud-pulse telemetry system.

25. Device according to claim 18, wherein the tool is placed on a carrier which is configured to be guided through the borehole.

26. Device according to claim 25, where the carrier comprises at least one of a drill string, coil pipe, cable wire and smooth wire.

27. Non-volatile computer-readable medium comprising computer-executable instructions for transmitting data via a tool located in a borehole and penetrating the earth to a receiver by implementing a method comprising: receiving a series of measurements from a sensor placed in a borehole, and to transmit to the receiver a last received measurement that meets an acceptance criterion after completion of transmission of a previously transmitted measurement.