CN1437742A - 短促脉冲串qam井下遥测系统 - Google Patents
短促脉冲串qam井下遥测系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1437742A CN1437742A CN01811512.8A CN01811512A CN1437742A CN 1437742 A CN1437742 A CN 1437742A CN 01811512 A CN01811512 A CN 01811512A CN 1437742 A CN1437742 A CN 1437742A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- frame
- data
- oil well
- signal
- header
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000012549 training Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 26
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 23
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 22
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 14
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims description 8
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 22
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 5
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000009432 framing Methods 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000000306 recurrent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035807 sensation Effects 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L27/00—Modulated-carrier systems
- H04L27/32—Carrier systems characterised by combinations of two or more of the types covered by groups H04L27/02, H04L27/10, H04L27/18 or H04L27/26
- H04L27/34—Amplitude- and phase-modulated carrier systems, e.g. quadrature-amplitude modulated carrier systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)
- Two-Way Televisions, Distribution Of Moving Picture Or The Like (AREA)
- Synchronisation In Digital Transmission Systems (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
本发明公开了一种井下遥测系统,该系统把短促脉冲串QAM上行线路信号传输到油井地面。在优选实施例中,油井包括复合油管,该复合油管具有圆周隔开的导电线,该导电线螺旋卷绕在油管管壁内。与一对邻接导线耦合的井下仪器把短促脉冲串QAM上行线路信号传输到地面系统,该地面系统同样与一对邻接导线耦合。短促脉冲串QAM信号优选地包括一系列具有遥测数据的数据帧。在各数据帧的前面均优选地具有静噪间隔(当不存在信号时)、定时同步序列以及训练序列。定时同步序列是为便于地面的定时恢复而设计的,而训练序列是为有助于均衡器的适应性而设计的。数据帧自身优选地除了数据之外还包括:同步字段,数据计数,以及校验和。直接数字合成优选地用于调制上行线路信号。
Description
发明领域
本发明一般涉及一种用于把数据从井下钻井钻具组件发送到油井地面的遥测系统。更具体来说,本发明涉及一种用于通过在井下传输器和井口接收器之间耦合的信息管道率发送信号的系统和方法。
发明背景
现代石油钻井和生产作业需要与井下参数和条件相关的大量信息。该信息典型地包括由井眼横穿地层的特性,以及与井眼自身大小和构成相关的数据。收集与井下条件相关的信息一般被称为“测井”,并可采用多种方法进行。
在常规油井电缆测井中,在钻过油井的一部分或全部之后,把一种内装地层传感器的探头或“探测器”往下放入井眼内,用于确定由井眼横穿地层的某些特性。探测器的上端被安装到导电电缆上,该导电电缆使探测器悬挂在井眼内。通过导电电缆向探测器内的传感器和仪器供电。同样,探测器内的仪器利用通过电缆传送的电信号来将信息传递到地面。
伴随经电缆获得井下测量结果存在的问题是,在可获得期望的井眼信息之前,必须从已钻过的井眼中取出或“起出”钻井钻具组件。这不仅会耗时,而且费用会很大,尤其是在已钻过油井的大体部分的情况下。在这种情况下,可能需要取出几千英尺长的油管并将其堆叠在平台上(如果在海上的话)。典型地,钻机租用按日计费,并且费用高昂。因此,钻井成本直接与完成钻井作业所需时间成正比。为插入电缆测井工具而要取出几千英尺长的油管会是一件价格昂贵的事情。
结果,现已越来越强调在钻井作业过程中收集数据。在钻井作业过程中收集和处理数据将无需为插入电缆测井工具而取出或起出钻井钻具组件。因此,可使钻孔工人能够根据需要进行准确的修改或校正,以便优化性能,同时把停工时间缩至最短。在钻井的同时,测量包括钻井钻具组件的移动和位置在内的井下条件,这种技术被称为“随钻测量”技术,或“MWD”。更注重于地层参数测量的类似技术一般被称为“随钻测井”技术,或“LWD”。尽管在MWD和LWD之间可能会存在区别,然而,MWD和LWD术语经常可互换使用。对于本揭示内容来说,使用MWD术语的条件是,该术语包含收集地层参数以及收集与钻井钻具组件的移动和位置相关的信息。
当钻油井或其他井眼时,经常有必要或需要确定钻头和井下电动机的方向和倾斜度,以使组件能够转向正确方向。此外,可能会需要有关所钻地层性质的信息,例如,地层的电阻率、孔隙度、密度及其伽马辐射度。而且经常需要知道例如象井眼底部的温度和压力那样的其他井下参数。一旦在井眼底部收集数据,通常将该数据发送到地面,供钻孔工人使用和分析。
通常,检测器或传感器位于LWD系统中的钻柱下端。在进行钻井时,这些传感器连续或间歇地监控预定的钻井参数和地层数据,并通过某种遥测形式把信息发送到地面检测器。典型地,在MWD应用中使用的井下传感器位于圆柱形钻铤内,该圆柱形钻铤位于钻头附近。然后,MWD系统使用一种遥测系统,在该遥测系统中,由传感器采集的数据被发送到位于地面的接收器。在现有技术中有许多遥测系统设法把有关井下参数的信息向上发送到地面,而无需使用电缆工具。在这些遥测系统中,泥浆脉冲系统是MWD应用中使用最广泛的遥测系统之一。
泥浆脉冲遥测系统在钻井液中生成“声”压信号,钻井液在钻井作业过程中通过钻柱在压力下循环。通过对泥浆流中的压力脉冲形成进行合适定时,可发送由井下传感器采集的信息。该信息由地面的压力传感器和计算机接收和解码。
在泥浆压力脉冲系统中,采用阀门和控制机构进行调节钻柱中的钻井泥浆压力,该阀门和控制机构一般被称为脉冲发生器或泥浆脉冲发生器。脉冲发生器通常被安装在位于钻头上面的专门配装的钻铤内。所产生的压力脉冲以泥浆中的声速沿钻柱内的泥浆柱向上移动。根据所用钻井液的类型,该声速可在约3000英尺和5000英尺每秒之间变化。然而,由于脉冲展宽、失真、衰减、调制率限制,以及其他诸如钻柱内的环境噪声那样的击穿力,使得数据传输速率较低。典型的脉冲频率的数量级为一脉冲每秒(1Hz)。
考虑到可供钻孔工人使用的传感和转向技术方面的最新发展,可以每秒1比特的速度及时发送到表面的数据量远远不足。作为一种用于增加数据传输速率的方法,现已提议使用钻柱的油管管壁内的振动来传输数据,而不是依靠钻井液中的压力脉冲来传输数据。然而,由于钻井作业而存在于钻柱中的现有振动会严重妨碍对采用该方式传输的信号进行检测。
发明内容
因此,本文中公开了一种井下遥测系统,该系统把短促脉冲串QAM上行线路信号发送到油井地面。在优选实施例中,油井包括复合油管,该复合油管具有圆周隔开的导电线,该导电线螺旋卷绕在油管管壁内。与一对邻接导线耦合的井下仪器把短促脉冲串QAM上行线路信号发送到地面系统,该地面系统同样与所述的一对邻接导线耦合。短促脉冲串QAM信号优选地包括一系列携带遥测数据的数据帧。在各数据帧的前面均优选地具有静噪间隔(当不存在信号时)、定时同步序列以及训练序列。定时同步序列是为便于地面的定时恢复而设计的,而训练序列是为有助于均衡器的适应性而设计的。数据帧自身优选地除了数据之外还包括:同步字段,数据计数,以及校验和。优选地,采用直接数字合成来调制上行线路信号。
附图说明
当结合附图对优选实施例的以下详细说明进行研究时,可更好地了解本发明,在附图中:
图1是可能使用遥测系统的油井的示意图;
图2是内部含有螺旋卷绕的信息管道的复合油管部分的等距示意图;
图3是用于使遥测信号和油管耦合的电路的示意图;
图4是地面计算机系统的功能方框图;
图5是监控接头中的井下通信模块的功能方框图;
图6是上行线路遥测数据帧的示范性实施例;
图7是上行线路遥测传输器的功能方框图;以及
图8是上行线路遥测接收器的功能方框图。
尽管本发明可进行各种修改和采用替代实施例实施,然而,本发明的特定实施例是通过附图中的示例来显示的,并将在本文中作详细说明。然而,应理解的是,本发明的附图及详细说明并不是用于把本发明限制到所公开的具体实施例,而是相反,本发明用于涵盖在所附权利要求规定的本发明的精神和范围内的所有修改、等效和替代实施例。
优选实施例的详细说明
现参照附图,图1示出了油井,该油井具有由注入器106注入井眼内的复合油管104的卷筒102。复合油管104通过封隔器108和防喷器110并途经套管112被注入井眼内。在油井中,井下仪器114与复合油管104耦合,并被配置用于通过以嵌入式包含在复合油管104内的信息管道与地面计算机系统116通信。可提供电源118以通过复合油管104中的电源导管向井下仪器114供电。
对地面计算机116进行配置以与井下仪器114通信。井下仪器114例如可以是井底钻井钻具组件的监控接头。该接头可与井下传感器和/或控制装置耦合,该井下传感器和/或控制装置可被配置以分别测量和设定井下参数。传感器范例包括:温度传感器、压力传感器、密度传感器、以及流量传感器。控制装置范例包括:阀门、可变孔径端口、加热器、以及人工举升装置。
优选地由软件120配置地面计算机系统116以监控井下仪器114。系统116可包括显示装置122以及用户输入装置124,以使操作人员可与系统控制软件120实现交互作用。
图2示出了复合油管104的等距图。顾名思义,复合油管104是具有管壁202的管道,管壁202主要采用象例如玻璃纤维或碳纤维那样的复合材料制成,尽管其他合适材料是公知和设想的。导管204可嵌入在复合油管的管壁内。为了减少导管破裂概率,导管优选地螺旋卷绕在复合油管管壁内的油管钻孔周围。卷绕角度优选地是导管材料和复合材料之间的应力系数差的函数。
在优选实施例中,包含在复合油管内的导管204是导电线,尽管一根或多根导管可以是光纤或液压导管。优选的是,设有六根圆周隔开的导线,其中两根邻接导线专用于传送遥测信号。
图3示出了一个电路构成,该电路构成可使上行线路遥测信号与下行线路遥测信号共用导电线。在耦合电路构成的井下部分中,优选地,隔离变压器302把油管的遥测信号导线与井下仪器耦合。中心抽头次级绕组的一个终端通过传输电阻RT与高通滤波器(HPF)304耦合,而另一终端以对地分路电阻RR与低通滤波器(LPF)306耦合。中心抽头通过阻抗方框308接地,阻抗方框308用于达到阻抗匹配目的。
HPF 304可阻挡在上行线路信号截止频率以下的信号,从而防止任何上行线路信号能量干扰下行线路信号。LPF 306可把上行线路信号能量与下行线路信号隔开,并可阻挡在下行线路信号截止频率以上的任何信号能量。
要注意的是,希望能在井下比较上行线路信号和下行线路信号的能量。地面情况却不是这样,在地面,希望下行线路信号能量预计大体大于上行线路信号能量。为了防止下行线路信号压倒上行线路信号检测器,在耦合电路构成的井口部分中使用电桥布置。
耦合电路构成的地面部分优选地使用隔离变压器310,用于与油管的遥测信号导线耦合。次级绕组的一个终端接地,而另一终端通过电阻R与传输信号节点312耦合。匹配阻抗314的一个终端也接地,而另一终端也通过第二电阻即电阻R与节点312耦合。通过低通滤波器316和功率放大器318将下行线路信号提供给节点312。节点312上的下行线路信号电压使类似电流在两条支路内流动,并且由上行线路信号产生小的差异。可采用在支路的各中间节点之间的电压差异进行检测这种上行线路信号差异。微分放大器320可将该差异放大,并把该放大的差异提供给高通滤波器322进行滤波。高通滤波器322在滤出下行线路信号方面的鉴别力由微分放大器的共模抑制来辅佐。
尽管已介绍了一种特定的耦合电路构成,然而要认识到的是,也可使用其他耦合技术。其他合适的“四线至二线”耦合构成在本领域内是公知的并可采用。或者,上行线路信号和下行线路信号可在单独成套的导线上传送,或者可转换为其他类型导管用的光信号或压力信号。
图4示出了地面计算机系统116的一个实施例。系统116包括中央处理器402,该中央处理器402通过桥接器406与系统存储器404耦合。系统存储器404存储软件408,供处理器402执行。桥接器406也使处理器402与外围总线410耦合。外围总线410支持来往于处理器402的数据发送。这样,与外围总线410连接的外围装置可使处理器402访问外部。在所示实施例中,信号调节板412和数字解码器板414与外围总线410耦合。
信号调节板412也与油管104的遥测导管耦合。处理器402希望发送到井下仪器114的下行线路数据被提供给信号调节板412的总线接口逻辑电路422。接口逻辑电路422处理与总线协议的一致性,并从将要提供给频移键(FSK)调制器424的总线信号中抽出下行线路数据。FSK调制器424把该数据转换为模拟下行线路信号,然后该信号被提供给LPF 316,以便筛分出任何高频分量。隔离变压器310把下行线路信号置于遥测导管上并抽出上行线路信号,然后将其传送到HPF 322,HPF 322筛分出任何低频分量。上行线路信号由放大器432放大,并被提供给数字解码器卡414上的模-数转换器(ADC)442。
ADC 442优选地把数字化信号提供给数字信号处理器(DSP)444,用于滤波和解码。DSP 444由软件配置用于执行带通或匹配滤波446以及均衡和定时恢复448,以便抽出上行线路数据码元。数据码元被解码450,并且解码后的上行线路数据被提供给处理器402进行分析。以下将对上行线路遥测信号格式化和解码的详情进行进一步论述。
图5示出了井下仪器遥测模块的一个实施例。DSP 502由软件配置用于格式化和解码504上行线路数据,以便发送到地面。解码后的数字数据优选地采用正交振幅调制(QAM)形式由直接数字合成(DDS)芯片506进行调制,以便提供模拟上行线路信号。模拟上行线路信号进行高通滤波304,并被提供给隔离变压器302。隔离变压器使上行线路信号与遥测导管耦合,并使来自遥测导管的下行线路信号与低通滤波器306耦合。LPF 306筛分出在截止频率以上的信号能量,并且解调器508把下行线路信号转换成数字基带形式,供DSP 502进行解码。
在优选实施例中,下行线路信号是一种使用2.4~9.6kHz频带的FSK调制信号。该信号优选地用于把指令和配置参数发送到井下仪器。上行线路信号优选地是一种使用16~48kHz频带的短促脉冲串QAM调制信号。该信号优选地用于把测量数据发送到地面。
DSP可选用一种由Analog Devices公司制造和销售的ADSP-2100系列DSP微计算机中的芯片。该公司在美国麻萨诸塞州的Norwood从事经营。DDS芯片也可选用由该公司制造和销售的AD7008 CMOSDDS调制器。
要注意的是,上行线路链路优选地采用短促脉冲串QAM来实现通道容量的增加,而不会相应增加接收器的复杂性。在一个实施例中,如图6所示,短促脉冲串QAM通信是采用上行线路数据帧602的形成进行,在各帧前面均有静噪间隔604和定时同步序列606。就在数据帧602的前面还可设有均衡训练序列608。可以设想的是,上行线路通信以16位字为单位进行,各16位字均作为四个4位(16-QAM)码元被发送。静噪间隔604被设想为30个字(120个码元周期),定时序列606被设想为20个字(80个码元),训练序列608被设想为126个字(504个码元),帧602被设想为最多1024个字(4096个码元)。然而,要认识到的是,其他配置也可以是合适的。例如,可采用其他字长,并可使QAM星群较大(例如,32,64,128,256,512,1024,或更多星群点)或者较小(即:2,4,或8个星群点)。
数据帧602优选地以两个同步字、数据计数字、多达1020个字数据开头,并以检查和字结尾。数据计数字优选地表示数据字数量。可根据系统要求并根据再同步和再训练序列的期望重复率来调整每帧数据字数量。例如,如果在上述实施例中每帧数据字数量为1020,则定时再同步和再训练将以每秒10次以上的频率出现。然而,在某些情况下,也可能希望把再同步频率增加到每秒20次以上。这可通过把每帧数据字数量减少到约512来实现。或者,也可增加每QAM码元位数量,以减少每帧码元数量。
图7以功能方框形式示出了上行线路信号发送路径700。在方框702中,数据帧602是通过使用伪随机序列对其进行逐位“异”运算而“扰频”的。伪随机序列是一种容易再现的掩模,该掩模使数据帧“随机化”,以便消除经常出现在测量数据中的可预测的、周期性图形。这些图形如果未被消除,则会产生不期望有的谱线,该谱线会干扰接收器中的自适应均衡。
然后,扰频数据在方框704中被分为多个码元,这些码元被映射到QAM星群中的信号点。在方框706中,将这些码元调制到载频上,并在方框710中进行滤波和放大,然后与油管遥测导管耦合。报头产生器方框708被显示为与数据路径平行。报头产生器708产生静噪周期604、定时同步序列606以及定时序列608,并把它们插入各数据帧前面的传输信号内。暂时参照图5,方框702和704可以是解码器软件504的一部分,方框706和708可由DDS芯片506来实现,并且方框710可由HPF 304来实现。
图8以功能方框形式示出了上行线路信号接收路径800。在方框802中,从遥测导管接收的信号被滤波,以便筛分出在下行线路信号截止频率以下的信号能量。然后,上行线路信号在方框804中进行数字化,并在方框806中进行匹配滤波,以便把信噪比增至最大。在方框808中,定时恢复算法进行运算,以便按照定时同步序列锁定接收器定时。在方框810中,上行线路信号被均衡,以便校正通道效应。在均衡训练序列的过程中,训练序列知识用于使均衡器适应于遥测通道。因此,均衡器在数据帧上表现出均衡性能得到改善。均衡器输出是QAM码元序列。在方框812中,码元序列被转换为16位字序列,并且利用训练序列知识实现正确对准。方框814阻挡来自静噪间隔、定时序列以及训练序列的无关字,并仅传递数据帧。在方框816中,反向进行扰频操作,验证校验和,并把数据计数以及数据字提供作为输出。参照图4,方框802与方框322对应,方框804与方框442对应,方框806与方框446对应,方框808和810与方框448对应,以及方框812~816与方框450对应。
上述示范性实施例记载了通过复合油管中的导管进行遥测。对于导电线,预计复合油管遥测通道的长度可达50,000英尺,并且在频率范围内的衰减为40~45dB,目前这一点正在研究中。在短促脉冲串QAM信号传输中使用的成帧结构预计为定时再同步和均衡器再训练提供定期重复的机会。这有望会显著提高上行线路通道的可靠性。
要注意的是,本文中揭示的遥测系统可具有多种应用,例如包括智能井。智能井是可在井下设有传感器和可控机构的生产井。传感器例如可用于检测密度和流量。井口系统可使用该信息来操作可控机构(例如,可变孔径端口和加热器或者其他人工升举机构),以便优化油井生产。
一旦全部理解了上述揭示内容,各种改动和修改对本领域内的技术人员来说是显示而易见的。下列权利要求将包含所有这些改动和修改。
Claims (25)
1.一种油井,该油井包括:
复合油管,其具有遥测导管;
地面系统,其与所述遥测导管耦合;以及
井下仪器,其通过所述遥测导管与所述地面系统耦合,其中,井下仪器被配置用于使用短促脉冲串正交振幅调制(短促脉冲串-QAM)把遥测信息传输到地面系统。
2.根据权利要求1所述的油井,其中,所述短促脉冲串-QAM使用16点的信号星群。
3.根据权利要求1所述的油井,其中,所述复合油管包括多根圆周隔开的导管,其中,在该多根导管中,两根邻接导管专用于在所述地面系统和所述井下仪器之间的信息通信。
4.根据权利要求3所述的油井,其中,上述多根导管是导电线。
5.根据权利要求1所述的油井,其中,所述井下仪器被配置以用于传输数据帧中的遥测信息,其中,所述数据帧随静噪周期而散布。
6.根据权利要求1所述的油井,其中,所述井下仪器被配置以用于传输数据帧中的遥测信息,其中,在各数据帧的前面均具有各自的定时同步序列。
7.根据权利要求1所述的油井,其中,所述井下仪器被配置以用于传输数据帧中的遥测信息,其中,在各数据帧的前面均具有各自的训练序列。
8.根据权利要求5所述的油井,其中,各数据帧均包括:多个同步字、数据计数字段、多个数据字、以及校验字。
9.根据权利要求1所述的油井,其中,所述井下仪器包括传输路径,该传输路径具有报头产生器,该报头产生器被构成用于传输各数据帧前面的报头。
10.根据权利要求9所述的油井,其中,所述传输路径包括数据扰频器,该数据扰频器被配置用于把数据帧数据字与掩模进行组合,以使数据字随机化。
11.根据权利要求10所述的油井,其中,所述传输路径包括直接数字合成调制器,该直接数字合成调制器被配置用于采用正交振幅调制来调制扰频数据字。
12.根据权利要求11所述的油井,其中,所述传输路径包括高通滤波器,该高通滤波器被耦合在所述直接数字合成调制器和所述隔离变压器之间。
13.根据权利要求10所述的油井,其中,所述地面系统包括上行线路接收路径,该上行线路接收路径具有:
定时恢复模块,其被配置用于产生时钟信号,该时钟信号按照定时同步序列被锁定,该定时同步序列在遥测信号的各数据帧的前面;
自适应均衡器,其被配置以根据训练序列来更新滤波器系数,该训练序列在遥测信号的各数据帧的前面;
成帧模块,其被配置以从遥测信号中剥离所述定时同步序列和所述训练序列;以及
解扰频模块,其被配置以把数据帧和掩模进行组合,以反向进行井下扰频操作。
14.根据权利要求13所述的油井,其中,每秒至少重复10次所述定时同步序列和训练序列。
15.一种发送遥测信息的方法,该方法包括:
组装数据字以形成数据帧;
在各数据帧前面传输报头;以及
在所述各自报头后面传输所述数据帧。
16.根据权利要求15所述的方法,其中,所述报头包括静噪间隔。
17.根据权利要求15所述的方法,其中,所述报头包括定时同步序列。
18.根据权利要求15所述的方法,其中,所述报头包括训练序列。
19.根据权利要求15所述的方法,其中,传输所述数据帧的动作包括使用正交振幅调制来把数据施加到载波信号上。
20.根据权利要求15所述的方法,该方法还包括:
把同步字和数据字计数预先悬挂到各组数据字上;以及把校验和附加到各组数据字上。
21.根据权利要求20所述的方法,该方法还包括:
通过把所述数据字组与掩模进行组合以对各组数据字进行扰频。
22.根据权利要求15所述的方法,该方法还包括:
接收所述报头;
产生本地时钟信号,该本地时钟信号与所述报头中的定时同步序列同步;以及
使用所述报头中的训练序列来更新自适应滤波器的系数。
23.一种遥测传输器,该遥测传输器包括:
扰频器,其被配置以使用掩模对数据帧进行“异或”运算;
报头产生器,其被配置以提供各数据帧前面的报头;
调制器,其与所述报头产生器耦合以接收所述报头,并与扰频器耦合以接收扰频数据帧,其中,所述调制器被配置以对所述报头和扰频数据帧进行调制,以形成正交振幅调制(QAM)信号,
其中,各帧的报头均相同。
24.根据权利要求23所述的遥测传输器,其中,所述报头包括:
静噪间隔;
定时同步序列;以及
训练序列。
25.根据权利要求23所述的遥测传输器,进一步包括:
高通滤波器,其被配置以阻挡QAM信号的低频分量;以及
隔离变压器,其被配置以使滤波后的QAM信号与包含在复合油管内的遥测导线耦合。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/599,343 | 2000-06-22 | ||
US09/599,343 US6348876B1 (en) | 2000-06-22 | 2000-06-22 | Burst QAM downhole telemetry system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1437742A true CN1437742A (zh) | 2003-08-20 |
Family
ID=24399242
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN01811512.8A Pending CN1437742A (zh) | 2000-06-22 | 2001-06-22 | 短促脉冲串qam井下遥测系统 |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6348876B1 (zh) |
EP (1) | EP1295271A4 (zh) |
JP (1) | JP2004501473A (zh) |
CN (1) | CN1437742A (zh) |
AU (2) | AU6866301A (zh) |
BR (1) | BR0111829A (zh) |
CA (1) | CA2413984C (zh) |
MX (1) | MXPA03000164A (zh) |
NO (1) | NO20026040D0 (zh) |
WO (1) | WO2001098618A2 (zh) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN100375973C (zh) * | 2003-12-29 | 2008-03-19 | 重庆医科大学 | 计数式人体血管壁动态信息无线多道遥测电脑装置 |
CN105156100A (zh) * | 2015-08-31 | 2015-12-16 | 北京航空航天大学 | 一种无线数据交互司钻系统及交互方法 |
CN105189923A (zh) * | 2012-12-07 | 2015-12-23 | 开拓工程股份有限公司 | 多通道井下电磁遥测的方法和装置 |
CN107579706A (zh) * | 2017-09-06 | 2018-01-12 | 洛阳市质量技术监督检验测试中心 | 一种基于微网技术的光伏发电故障诊断系统 |
CN107676079A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-02-09 | 北京盛锐马科技有限公司 | 微小型高集成剪切式泥浆脉冲器控制系统 |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7259688B2 (en) * | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
RU2256074C2 (ru) * | 2000-03-02 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система управления связями и подачей электрического тока, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ добычи нефтепродуктов из нефтяной скважины |
US6753791B2 (en) | 2000-06-22 | 2004-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Burst QAM downhole telemetry system |
US7372914B2 (en) * | 2000-11-16 | 2008-05-13 | Invensys Systems, Inc. | Control system methods and apparatus for inductive communication across an isolation barrier |
US7322410B2 (en) * | 2001-03-02 | 2008-01-29 | Shell Oil Company | Controllable production well packer |
US8121292B2 (en) * | 2002-02-26 | 2012-02-21 | Qualcomm Incorporated | Method and apparatus for scrambling information bits on a channel in a communications system |
US7145472B2 (en) | 2002-05-24 | 2006-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for high speed data dumping and communication for a down hole tool |
US6814142B2 (en) | 2002-10-04 | 2004-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well control using pressure while drilling measurements |
US6880634B2 (en) * | 2002-12-03 | 2005-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing acoustic telemetry system and method |
US7320370B2 (en) | 2003-09-17 | 2008-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic downlink system |
JP2008502215A (ja) * | 2004-06-03 | 2008-01-24 | シリコン・ラボラトリーズ・インコーポレイテッド | スペクトル拡散アイソレータ |
US7525264B2 (en) * | 2005-07-26 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt regulation apparatus, systems, and methods |
US8477830B2 (en) | 2008-03-18 | 2013-07-02 | On-Ramp Wireless, Inc. | Light monitoring system using a random phase multiple access system |
US8958460B2 (en) | 2008-03-18 | 2015-02-17 | On-Ramp Wireless, Inc. | Forward error correction media access control system |
US20100133004A1 (en) * | 2008-12-03 | 2010-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Verifying Perforating Gun Status Prior to Perforating a Wellbore |
US8363699B2 (en) | 2009-03-20 | 2013-01-29 | On-Ramp Wireless, Inc. | Random timing offset determination |
KR101229361B1 (ko) * | 2010-03-10 | 2013-02-05 | 엘지전자 주식회사 | 배관 통신 장치, 이를 포함한 공기 조화기 및 이의 배관 통신 방법 |
EP2543813A1 (en) * | 2011-07-08 | 2013-01-09 | Nederlandse Organisatie voor toegepast -natuurwetenschappelijk onderzoek TNO | A telemetry system, a pipe and a method of transmitting information |
CA2946622C (en) * | 2014-04-22 | 2022-07-26 | Cold Bore Technology Inc. | Methods and systems for telemetry over a drill string using concurrent acoustic sub-bands |
CN106787161A (zh) * | 2015-11-23 | 2017-05-31 | 天津鼎电气成套设备有限公司 | 一种遥测自检智能箱式变电站 |
US10132849B1 (en) | 2017-05-19 | 2018-11-20 | Simmonds Precision Products, Inc. | Two wire power and serial communication |
CN110716893B (zh) * | 2019-09-12 | 2020-07-10 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种随钻声波异步串口信号同步的方法 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3991611A (en) * | 1975-06-02 | 1976-11-16 | Mdh Industries, Inc. | Digital telemetering system for subsurface instrumentation |
US5127404A (en) * | 1990-01-22 | 1992-07-07 | Medtronic, Inc. | Telemetry format for implanted medical device |
US5908049A (en) * | 1990-03-15 | 1999-06-01 | Fiber Spar And Tube Corporation | Spoolable composite tubular member with energy conductors |
US5253271A (en) | 1991-02-15 | 1993-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for quadrature amplitude modulation of digital data using a finite state machine |
US5838727A (en) | 1991-02-15 | 1998-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for transmitting and receiving digital data over a bandpass channel |
US5285204A (en) * | 1992-07-23 | 1994-02-08 | Conoco Inc. | Coil tubing string and downhole generator |
US5504479A (en) | 1995-06-07 | 1996-04-02 | Western Atlas International, Inc. | Carrierless amplitude and phase modulation telementry for use in electric wireline well logging |
GB2312063B (en) * | 1996-04-09 | 1998-12-30 | Anadrill Int Sa | Signal recognition system for wellbore telemetry |
US6192983B1 (en) * | 1998-04-21 | 2001-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing strings and installation methods |
US6257332B1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
-
2000
- 2000-06-22 US US09/599,343 patent/US6348876B1/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-06-22 AU AU6866301A patent/AU6866301A/xx active Pending
- 2001-06-22 WO PCT/US2001/019900 patent/WO2001098618A2/en not_active Application Discontinuation
- 2001-06-22 MX MXPA03000164A patent/MXPA03000164A/es unknown
- 2001-06-22 BR BR0111829-3A patent/BR0111829A/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-06-22 CA CA002413984A patent/CA2413984C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-06-22 JP JP2002504754A patent/JP2004501473A/ja active Pending
- 2001-06-22 AU AU2001268663A patent/AU2001268663B2/en not_active Ceased
- 2001-06-22 EP EP01946644A patent/EP1295271A4/en not_active Withdrawn
- 2001-06-22 CN CN01811512.8A patent/CN1437742A/zh active Pending
-
2002
- 2002-12-16 NO NO20026040A patent/NO20026040D0/no not_active Application Discontinuation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN100375973C (zh) * | 2003-12-29 | 2008-03-19 | 重庆医科大学 | 计数式人体血管壁动态信息无线多道遥测电脑装置 |
CN105189923A (zh) * | 2012-12-07 | 2015-12-23 | 开拓工程股份有限公司 | 多通道井下电磁遥测的方法和装置 |
CN105156100A (zh) * | 2015-08-31 | 2015-12-16 | 北京航空航天大学 | 一种无线数据交互司钻系统及交互方法 |
CN107579706A (zh) * | 2017-09-06 | 2018-01-12 | 洛阳市质量技术监督检验测试中心 | 一种基于微网技术的光伏发电故障诊断系统 |
CN107676079A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-02-09 | 北京盛锐马科技有限公司 | 微小型高集成剪切式泥浆脉冲器控制系统 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2004501473A (ja) | 2004-01-15 |
AU2001268663B2 (en) | 2004-05-13 |
WO2001098618A3 (en) | 2002-05-16 |
BR0111829A (pt) | 2003-04-01 |
EP1295271A2 (en) | 2003-03-26 |
MXPA03000164A (es) | 2005-02-17 |
AU6866301A (en) | 2002-01-02 |
CA2413984A1 (en) | 2001-12-27 |
NO20026040D0 (no) | 2002-12-16 |
WO2001098618A8 (en) | 2002-08-29 |
WO2001098618A2 (en) | 2001-12-27 |
EP1295271A4 (en) | 2006-10-25 |
CA2413984C (en) | 2005-09-27 |
US6348876B1 (en) | 2002-02-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN1437742A (zh) | 短促脉冲串qam井下遥测系统 | |
US6753791B2 (en) | Burst QAM downhole telemetry system | |
AU2001268663A1 (en) | Burst qam downhole telemetry system | |
CN100513742C (zh) | 一种随钻测量的电磁遥测方法及系统 | |
CA2490477C (en) | Low frequency electromagnetic telemetry system employing high cardinality phase shift keying | |
US7990282B2 (en) | Borehole telemetry system | |
US7468678B2 (en) | Downhole telemetry system for wired tubing | |
EP1812683B2 (en) | System and method for wireless communication in a producing well system | |
EP0921269A1 (en) | Fail safe downhole signal repeater | |
WO2004073240A2 (en) | Downhole wireless telemetry system using discrete multi-tone modulation | |
US11118448B2 (en) | Pipe for cableless bidirectional data transmission and the continuous circulation of stabilizing fluid in a well for the extraction of formation fluids and a pipe string comprising at least one of said pipes | |
WO2018118028A1 (en) | Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling | |
GB2589815A (en) | Telemetry safety & life of well monitoring system | |
OA19061A (en) | Pipe for cableless bidirectional data transmission and the continuous circulation of stabilizing fluid in a well for the extraction of formation fluids and a pipe string comprising at least one of said pipes. | |
Haas et al. | High channel capacity borehole data acquisition & telemetry system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C02 | Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |