EA008325B1 - Скважинная телеметрическая система - Google Patents

Скважинная телеметрическая система Download PDF

Info

Publication number
EA008325B1
EA008325B1 EA200501519A EA200501519A EA008325B1 EA 008325 B1 EA008325 B1 EA 008325B1 EA 200501519 A EA200501519 A EA 200501519A EA 200501519 A EA200501519 A EA 200501519A EA 008325 B1 EA008325 B1 EA 008325B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acoustic
wave
phase
well
terminal
Prior art date
Application number
EA200501519A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200501519A1 (ru
Inventor
Сунмин Хуанг
Франк Монмон
Роберт Теннент
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200501519A1 publication Critical patent/EA200501519A1/ru
Publication of EA008325B1 publication Critical patent/EA008325B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
  • Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)

Abstract

Описаны устройство и способ акустической телеметрии для передачи кодированных цифровых данных из местоположения в скважине по стволу скважины на поверхность, причем устройство включает в себя акустический канал, оканчивающийся на скважинном конце отражающим терминалом (133, 134), генератор акустической волны (140), расположенный на поверхности и подающий несущий сигнал акустической волны по акустическому каналу, модулятор (162, 163), расположенный в скважине, для модуляции амплитуды и/или фазы несущей волны в соответствии с кодированным цифровым сигналом и один или несколько датчиков (150), расположенных на поверхности, приспособленных для детектирования информации, относящейся к амплитуде и/или фазе акустических волн, распространяющихся по акустическому каналу, для определения кодированных цифровых данных.

Description

Настоящее изобретение, в целом, относится к устройству и способу для передачи параметров, относящихся к условиям в скважине, на поверхность. В частности, оно относится к таким устройству и способу для акустической связи.
Предпосылки изобретения
Одна из наиболее трудных проблем, связанных с любым стволом скважины, состоит в передаче измеренных данных между одним или несколькими местоположениями в стволе скважины и поверхностью или между самими местоположениями в скважине. Например, связь необходима в области нефтедобычи для извлечения на поверхность данных, собранных в скважине в ходе таких операций, как перфорирование, гидравлический разрыв пласта и тестирование бурильной колонны или скважины; и в ходе таких эксплуатационных операций, как тестирование запасов коллектора, мониторинг давления и температуры. Связь также необходима для передачи информации с поверхности на скважинные инструменты для осуществления контроля или модификации операций или параметров.
Точная и надежная скважинная связь особенно важна для передачи сложных данных, содержащих набор измерений или команд, т.е., когда необходимо передавать больше, чем одно измерение или простой запускающий сигнал. Для передачи сложных данных часто требуется передавать кодированные цифровые сигналы.
Один подход, получивший широкое распространение для скважинной связи, состоит в использовании прямого проводного соединения между поверхностью и местоположением(ями) в скважине. Связь можно осуществлять посредством электрического сигнала по проводу. Хотя для осуществления «проводной» связи было затрачено много усилий, свойственная ей высокая скорость телеметрии не всегда необходима и очень часто не оправдывает ее высокой стоимости.
Другой метод скважинной связи, который был опробован, предусматривает передачу акустических волн. Хотя в некоторых случаях для передачи акустических волн в скважине можно использовать трубы и трубные изделия, коммерчески доступные системы используют в качестве среды передачи различные жидкости в стволе скважины.
Среди методов, которые используют жидкости в качестве среды, следует упомянуть широко распространенные скважинные исследования в процессе бурения или ΜΑΌ. Общим элементом ΜΑΌ и родственных методов является использование текучей среды, например буровых флюидов, закачиваемых в процессе бурения. Однако это требование препятствует использованию методов ΜΑΩ в операциях, в которых текучая среда недоступна.
В связи с этим ограничением были предложены различные системы акустической передачи в жидкости, независимые от движения, например, в патентах США №№ 3659259; 3964556; 5283768 или 6442105. Большинство из этих известных подходов либо существенно ограничены в объеме и работоспособности, либо требуют скважинных передатчиков, которые потребляют большое количество энергии.
Поэтому задачей настоящего изобретения является обеспечение системы акустической связи, которая преодолевает ограничения существующих устройств, позволяя передавать данные между местоположением в скважине и местом на поверхности.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту изобретения, предусмотрено устройство акустической телеметрии для передачи цифровых данных из местоположения в скважине по стволу скважины на поверхность, содержащее акустический канал, оканчивающийся на скважинном конце отражающим терминалом, генератор акустической волны, находящийся на поверхности и выдающий несущий сигнал акустической волны по акустическому каналу, модулятор для модуляции амплитуды и/или фазы несущей волны в соответствии с цифровым сигналом и один или несколько датчиков, находящихся на поверхности, предназначенных для детектирования информации, относящейся к амплитуде и/или фазе акустических волн, распространяющихся по акустическому каналу.
Новая система позволяет передавать кодированные данные, которые могут содержать результаты более чем одного или двух разных типов измерений, например давления и температуры.
Акустический канал, используемый для настоящего изобретения, предпочтительно представляет собой непрерывный канал, заполненный жидкостью. Часто предпочтительно использовать акустическую среду с малыми потерями, исключая таким образом обычные скважинные флюиды, которые часто имеют высокую вязкость. Предпочтительные среды включают в себя жидкости с вязкостью менее 3х10-3 Νδ/ш2, например воду и светлые нефтепродукты.
Модулятор включает в себя предпочтительно резонатор типа резонатора Гельмгольца, имеющий трубчатое отверстие, ведущее в акустический канал вблизи отражающего терминала. Модулятор предпочтительно используется для закрывания или открывания отверстия и, таким образом, для изменения фазы и/или амплитуды отраженного сигнала. Отражающий терминал может иметь различные формы, включая твердое тело, закрывающее акустический канал, при условии, что оно жесткое и поэтому образует хороший отражатель приходящей волны.
Акустический источник на поверхности предпочтительно генерирует непрерывную или квазинепрерывную несущую волну, которая отражается на терминале с управляемыми сдвигами фазы и/или амплитуды, задаваемыми модулятором.
- 1 008325
В предпочтительном варианте устройство может включать в себя акустический приемник в местоположении в скважине, допуская таким образом двустороннюю связь.
Базирующаяся на поверхности часть телеметрической системы предпочтительно включает в себя средство обработки сигнала, способное отфильтровывать неотраженный (распространяющийся вниз) сигнал несущей волны из распространяющихся вверх сигналов отраженной и модулированной волны.
Для минимизации энергопотребления скважинного устройства другой вариант изобретения предусматривает один или несколько пьезоэлектрических приводов, объединенных с подходящими механическими усилителями для увеличения эффективного смещения приводной системы. Экономичные приводы можно использовать для управления характеристиками отражения отражающего терминала.
Зависимость от батарей как источника мощности для скважинных инструментов можно дополнительно снизить с использованием электроакустического преобразователя, который генерирует электрическую энергию из акустической волны, формируемой на поверхности. Этот скважинный генератор мощности может быть использован в разных применениях, однако, если его использовать совместно с другими элементами согласно настоящему изобретению, предпочтительно генерировать акустическую волну, используемую для выработки мощности в скважине, на частоте, отличной от частоты несущего сигнала, используемого для телеметрии.
Согласно еще одному аспекту изобретения предусмотрен способ передачи цифровых данных из местоположения в скважине по стволу скважины на поверхность, способ содержит этапы, на которых обеспечивают акустический канал через ствол скважины и заканчивают канал в скважине отражающим терминалом, формируют с поверхности несущий сигнал акустической волны в акустическом канале, осуществляют модулирование амплитуды и/или фазы несущей волны в соответствии с цифровым сигналом и детектируют на поверхности информацию, относящуюся к амплитуде и/или фазе акустических волн, распространяющихся в акустическом канале.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения способ включает в себя этапы, на которых изменяют отражательные свойства отражающего терминала для модулирования амплитуды и/или фазы несущей волны.
В еще одном предпочтительном варианте вышеописанного способа резонатор Гельмгольца, расположенный вблизи отражающего терминала, используется для модуляции отражательных свойств этого терминала.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления изобретения опорная частота несущей волны совпадает с резонансной частотой резонатора Гельмгольца. Приблизительного совпадения можно добиваться до развертывания системы связи, зная размеры и другие свойства резонатора. Альтернативно или дополнительно частоту несущей волны можно настраивать после развертывания системы предпочтительно посредством процесса оптимизации, предусматривающего этап сканирования диапазона возможных несущих частот и оценивания уровня сигнала для модулированного сигнала отраженной волны.
Очевидно, что преимуществом настоящего изобретения является тот факт, что скважинные измерения можно осуществлять одновременно, причем результирующие измерения кодируются в цифровой битовый поток, который затем используется для модуляции несущей волны. Модулированная несущая волна распространяется по направлению к поверхности, где регистрируется с использованием соответствующих датчиков.
Эти и другие аспекты изобретения вытекают из нижеследующего подробного описания неограничительных примеров и чертежей.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 иллюстрирует элементы системы акустической телеметрии согласно примеру изобретения.
Фиг. 2 иллюстрирует элементы варианта новой телеметрической системы.
Фиг. 3А, В показывают другую телеметрическую систему согласно изобретению для развертывания на непрерывной колонне в ходе операций интенсификации притока.
Фиг. 4А, В представляют моделированные спектры мощности сигнала, принятого в месте на поверхности с помехами от спектра источника и без них, соответственно.
Фиг. 5А, В показывают логические блок-схемы способа настройки телеметрической системы согласно настоящему изобретению.
Фиг. 6 иллюстрирует элемент телеметрической системы согласно настоящему изобретению с низким энергопотреблением.
Фиг. 7А, В изображают схемы элементов скважинного источника питания.
Фиг. 8 представляет логическую блок-схему, иллюстрирующую этапы способа согласно изобретению.
Примеры
На схеме, изображенной на фиг. 1, показана в разрезе обсаженная скважина 110, в которой подвешена рабочая колонна 120. Между рабочей колонной 120 и обсадной трубой 111 имеется затрубное пространство 130. В ходе телеметрических операций затрубное пространство 130 наполняют жидкостью низкой вязкости, например, водой. Наземная труба 131 соединяет затрубное пространство с насосной системой 140, находящейся на поверхности. Насосный узел включает в себя главный насос для заполне
- 2 008325 ния затрубного пространства и второй насос, используемый как источник акустической волны. Насосисточник волны включает в себя поршень 141 в трубе 131 и приводной агрегат 142. Кроме того, на поверхности располагаются датчики 150, которые отслеживают акустическую волну или волну давления в трубе 131 и, следовательно, акустические волны, распространяющиеся в столбе жидкости, образованном затрубным пространством 130 и наземной трубой 131.
В местоположении в скважине показан заполненный жидкостью объем, образованный секцией 132 затрубного пространства 130, отделенной от остального затрубного пространства нижним пакером 133 и верхним пакером 134. Пакеры 133, 134 эффективно завершают столб жидкости, образованный затрубным пространством 130 и наземной трубой 131, поскольку акустические волны, генерируемые источником 140, отражаются верхним пакером 134.
Модулятор в данном примере реализован как запорный клапан 161, который открывает или блокирует доступ к объему 132 через трубу 162, которая проникает через верхний пакер 134. Клапан 161 действует под управлением телеметрического блока 163, который переключает объем из открытого состояния в закрытое и наоборот.
Телеметрический блок 163, в свою очередь, подключен к блоку сбора данных или измерительной подсистеме 170. Блок 170 принимает измерения от различных датчиков (не показаны) и кодирует эти измерения в цифровые данные для передачи. С помощью телеметрического блока 163 эти данные преобразуются в сигналы управления клапана 161.
В ходе работы движение поршня 141 с выбранной частотой генерирует волну давления, которая распространяется через затрубное пространство 130 по направлению вниз. Достигнув закрытого конца затрубного пространства, эта волна отражается обратно со сдвигом фазы, добавленным скважинным модулятором данных, и распространяется по направлению к наземным приемникам 150.
Можно видеть, что модулятор данных состоит из трех частей:
во-первых, отражателя с нулевым сдвигом фазы, который представляет собой твердое тело верхнего пакера 134, герметизирующего затрубное пространство, и должен иметь большой акустический импеданс по сравнению с жидкостью, заполняющей затрубное пространство, во-вторых, отражателя со 180градусным сдвигом фазы (фазоинвертора), который образуется, когда клапан 161 открыт, и волны давления могут проникать через трубку 162 между изолированным объемом 132 и затрубным пространством 130, и, в-третьих, устройств 162, 163 управления переключением фазы, которое включает один из отражателей (и отключает другой) в соответствии с двоичным импульсом кодированных данных.
В данном примере фазосдвигающий отражатель реализован как резонатор Гельмгольца, причем заполненный жидкостью объем 132 обеспечивает акустическую податливость С, и впускная труба 162 соединяет затрубное пространство и заполненный жидкостью объем, обеспечивая акустическую массу М, где [1] С\7рс и
[2] М=рЬ/а, где V - заполненный жидкостью объем 132, р и с - плотность и скорость звука заполняющей жидкости, соответственно, и Ь и а - эффективные длина и площадь поперечного сечения впускной трубы 162, соответственно. Резонансная частота резонатора Гельмгольца задается как [3] ω = 1/(МС)0,5 = с(а/(Ь^)0,5
Когда частота источника равна ω0, резонатор имеет наименьшее сопротивление на скважинном конце затрубного пространства.
Когда резонатор включен, т.е. клапан 161 открыт, его низкий импеданс подключен параллельно с высоким сопротивлением, обеспеченным верхним пакером 134, и отраженная волна давления сдвинута по фазе приблизительно на 180° и, таким образом, эффективно инвертирована относительно приходящей волны.
Частота ω0 может принимать значения от нескольких герц до примерно 70 Гц, хотя для нормальных применений обычно выбирают от 19 до 40 Гц.
Основная функция устройства управления переключением фазы, показанного в виде блоков 163 и 161 на фиг. 1, состоит во включении и отключении резонатора Гельмгольца. Когда он включен, акустический импеданс на скважинном конце затрубного пространства такой же, как у резонатора, и отраженная волна инвертирована по фазе. Когда он выключен, импеданс становится таким же, как у пакера, и волна отражается без изменения фазы. Если установить, что инвертированная фаза обозначает двоичную цифру 1, а отсутствие сдвига фазы - цифру 0 или наоборот, то, благодаря управлению переключающим устройством двоичными кодированными данными отраженная волна становится волной, модулированной в режиме ДФМн (двоичной фазовой манипуляции), переносящей данные на поверхность.
Частота переключения, которая определяет скорость передачи данных (в битах/с), не должна быть такой же, как частота источника. Например, для источника 24 Гц (и резонатора 24 Гц) частота переключения может быть 12 или 6 Гц, что обеспечивает скорость передачи данных 12 или 6 бит/с.
- 3 008325
Скважинные данные собираются измерительной подсистемой 170. Измерительная подсистема 170 содержит различные датчики или измерительные приборы (давления, температуры и т.д.) и установлена под нижним пакером 133 для мониторинга условий в исследуемом месте. Измерительная подсистема может также содержать блоки кодирования данных и/или блок памяти, который записывает данные для отложенной передачи на поверхность.
Измеренные и оцифрованные данные передаются по подходящей линии связи 171 на телеметрический блок 163, расположенных над пакером. Эта короткая линия связи может представлять собой электрический или оптический кабель, который пересекает двойной пакер либо внутри пакера, либо снаружи стенки рабочей колонны 120. Альтернативно она может быть реализована как короткодействующая акустическая линия связи или как радиочастотная электромагнитная линия связи с передатчиком и приемником, разделенными пакерами 133, 134.
Телеметрический блок 163 используется для кодирования данных для передачи, если такое кодирование не было осуществлено измерительной подсистемой 170. Он также обеспечивает усиление мощности кодированного сигнала посредством усилителя электрической мощности и преобразование электрической энергии в механическую, посредством соответствующего привода.
Для использования в качестве двусторонней телеметрической системы телеметрический блок также принимает сигнал волны давления с поверхности посредством скважинного акустического приемника 164.
Двустороннюю телеметрическую систему можно применять для изменения режимов работы скважинных устройств, например частоты дискретизации, скорости передачи телеметрических данных в ходе работы. Другие функции, не связанные с изменением режимов измерения и телеметрии, могут включать в себя открытие или закрытие определенного скважинного клапана или возбуждение скважинного активатора. Принцип телеметрии из скважины на поверхность (восходящей линии связи) уже описан в предыдущих разделах. Для осуществления нисходящей линии связи с поверхности в скважину наземный источник передает сигнал на частоте, существенно отличающийся от резонансной частоты резонатора Гельмгольца и, следовательно, находящейся вне спектра сигнала восходящей линии связи и не подвергающейся значительному влиянию скважинного модулятора.
Например, для резонатора 20 Гц частота нисходящей линии связи может составлять 39 Гц (при выборе частоты необходимо учитывать распределение шумовых частот насоса главным образом в области низких частот). Когда скважинный приемник 16 детектирует эту частоту, скважинный телеметрический блок 163 входит в режим нисходящей линии связи, и модулятор отключается путем блокировки впускного отверстия 162 резонатора. Затем можно посылать команды с поверхности с использованием соответствующего модуляционного кодирования, например ДФМн или ЧМн на несущей частоте нисходящей линии связи.
Восходящая и нисходящая линии связи могут действовать одновременно. В этом случае используется второй наземный источник. Этого можно добиться, возбуждая одно и то же физическое устройство 140 двумя гармоническими формами волны, одной несущей восходящей линии связи и одной волной нисходящей линии связи, если такое устройство имеет достаточную динамическую характеристику. При таких параллельных передачах частотные спектры восходящих и нисходящих сигналов должны быть строго разделены в частотной области.
Вышеописанные элементы новой телеметрической системы можно усовершенствовать или адаптировать различными способами для разных скважинных операций.
В примере, показанном на фиг. 1, объем 132 резонатора Гельмгольца сформирован путем накачки нижнего главного пакера 133 и верхнего отражающего пакера 134 и заполнен той же жидкостью, которая присутствует в столбе 130. Однако, альтернативно резонатор Гельмгольца можно реализовать как часть выделенной секции или отрезка трубы.
В примере, приведенном на фиг. 2, фазосдвигающее устройство образует часть подсистемы 210, подлежащей включению в рабочую колонну 220 и т.п. Объем 232 резонатора Гельмгольца заключен между секцией рабочей колонны 220 и окружающей ее цилиндрической оболочкой 230. Трубы 262а,Ь разной длины и/или диаметра обеспечивают отверстия, ведущие в ствол скважины. Клапаны 261а,Ь открывают или закрывают эти отверстия в соответствии с сигналами управления телеметрического блока 263. Уплотнитель 234 отражает приходящие волны со сдвигами фазы, которые зависят от состояния клапанов 261а,Ь.
Объем 232 и впускные трубы 262а,Ь показаны предварительно заполненными жидкостью, например водой, силиконовым маслом или любой другой подходящей жидкостью низкой вязкости. Надлежащие размеры для впускных труб 262 и объема 232 можно выбирать в соответствии с уравнениями [1]-[3] для удовлетворения разным требованиям резонансной частоты. При выборе разных труб 262а,Ь устройство можно эксплуатировать на эквивалентном количестве различных частот несущей волны.
В нижеследующем примере новая телеметрическая система реализована как установка непрерывной колонны, развертываемое с поверхности. Непрерывная колонна - это распространенная техника для ремонтных работ и других операций. В непрерывной колонне непрерывная труба, намотанная на бобину, опускается в скважину. В такой системе акустический канал создают, заполняя непрерывную колонну
- 4 008325 подходящей жидкостью. Очевидным преимуществом такой системы является ее независимость от конкретной конструкции скважины, в частности, от наличия или отсутствия заполненного жидкостью затрубного пространства для использования в качестве акустического канала.
Первый вариант этого варианта осуществления показан на фиг. 3. На фиг. ЗА показан ствол скважины 310, окруженный обсадными трубами 311. Предполагается, что эксплуатационная колонна не была установлена. В порядке иллюстрации применения новой системы в операции усиления притока в скважину флюид под давлением закачивают через линию 312 обработки, находящуюся в устье скважины 313, непосредственно в обсаженный ствол скважины 310. Флюид для воздействия на пласт или разрыва пласта поступает в пласт через перфорацию 314, где давление вызывает трещины, обеспечивающие улучшение доступа к нефтеносным пластам. В ходе такой операции усиления притока желательно отслеживать локально, т.е. в местах перфораций, изменение условий в стволе скважины, например, температуры и давления в реальном времени, чтобы оператор мог управлять операцией на основании оперативных данных.
Телеметрическое устройство включает в себя наземную секцию 340, предпочтительно присоединенную к наземному концу 321 непрерывной колонны 320. Наземная секция включает в себя блок 341 акустического источника, который генерирует волны в наполненной жидкостью колонне 320. Акустический источник 341 на поверхности может представлять собой поршневой источник, приводимый в действие электродинамическим средством, или даже видоизмененный поршневой насос с малым ходом поршня в пределах нескольких миллиметров. Два датчика 350 отслеживают амплитуду и/или фазу акустических волн, распространяющихся по колонне. Блок 351 обработки и декодирования сигнала используется для декодирования сигнала после удаления эффектов шума и искажения и для восстановления скважинных данных. Переходная секция 342, которая имеет постепенно изменяющийся диаметр, обеспечивает согласование по акустическому сопротивлению между непрерывной колонной 320 и наземной инструментальной секцией 340 колонны.
На другом конце 323 непрерывной колонны присоединена подсистема 360 мониторинга и телеметрии, которая подробно показана на фиг. 3В. Подсистема 360 включает в себя проточную трубу 364, нижний управляющий клапан 365, скважинный измерительный прибор и электронный агрегат 370, который содержит измерители давления и температуры, память данных, батареи и дополнительный электронный блок 363 для сбора данных, телеметрии и управления, объем или резервуар 332 жидкости, горловинную трубу 362 и верхний клапан 361 управления/модуляции для осуществления фазовой модуляции. Электронный блок 363 содержит электромеханический привод, который приводит в действие клапан 361 управления/модуляции. В случае соленоидного клапана привод является электрическим и приводит в действие клапан только через кабельное соединение. Другой кабель 371 обеспечивает линию связи между соленоидным клапаном 365 блоком 363.
Непрерывная колонна 320, несущая скважинную подсистему 360 мониторинга/телеметрии, развертывается через устье скважины 313 с использованием бобины 324 колонны, устройства 325 подачи колонны, которое смонтировано на опорной раме 326. Перед началом сбора данных и телеметрии оба клапана 361, 365 открыты, и жидкость с низким ослаблением, например вода, нагнетается через непрерывную колонну 320 главным насосом 345, пока вся непрерывная колонна и резервуар 332 для жидкости не будут заполнены водой. Затем нижний клапан 365 перекрывается, обеспечивая заполненный водой непрерывный акустический канал. В идеале скважинная подсистема располагается значительно ниже перфорации во избежание высокоскоростного и абразивного потока флюида. Резервуар (объем) 332 жидкости и горловинная труба 362 совместно образуют резонатор Гельмгольца, резонансная частота которого должна совпадать с телеметрической частотой от акустического источника 341 на поверхности.
Клапан 361 модуляции, когда закрыт, обеспечивает окончание с высоким импедансом для акустического канала, и акустическая волна с поверхности отражается на клапане с небольшим изменением фазы. Когда клапан открыт, резонатор Гельмгольца обеспечивает окончание с низким импедансом для канала, и отраженная волна получает сдвиг фазы, близкий к 180°. Поэтому клапан, управляемый двоичным кодом данных, будет создавать восходящую (отраженную) волну с модуляцией ДФМн.
После работ по усилению притока скважинную систему непрерывной колонны можно использовать для очистки скважины. Для этого можно открыть оба клапана 361, 362 и прокачать надлежащую промывочную жидкость через непрерывную колонну 320.
Систему непрерывной колонны, описанную на фиг. 3, также можно использовать для установления телеметрического канала через эксплуатационную колонну или другие скважинные установки.
В вышеприведенных примерах телеметрической системы отраженные сигналы, отслеживаемые на поверхности, обычно малы по сравнению с сигналом несущей волны. Отраженный и фазомодулированный сигнал в силу ослабления каналом значительно слабее этой фоновой помехи. Пренебрегая потерями, обусловленными неидеальными характеристиками скважинного модулятора, амплитуду сигнала можно выразить следующим образом:
[4] Аг = АД0-2“ъ/20
- 5 008325 где Аг и А3 - амплитуды отраженной волны и исходной волны, обе на приемнике, ОС - коэффициент ослабления волны в дБ/кфт и 20 - расстояние спуска-подъема от поверхности в скважину и обратно на поверхность. Устанавливая, что заполненное водой затрубное пространство имеет ос = 1 дБ/кфт при 25 Гц, получаем, что для скважины глубиной 10 кфт Аг = 0,1А3, т.е. амплитуда принятой волны ослаблена на 20 дБ по сравнению с исходной волной.
График, показанный на фиг. 4А, показывает моделированный спектр приемника для применения с заполненным водой затрубным пространством глубиной 10 кфт. Предполагается, что частота несущей и резонатора равна 20 Гц. Фазовая модуляция осуществляется путем случайного переключения (с частотой 10 Гц) между коэффициентом отражения скважинного уплотнителя (0,9) и резонатора Гельмгольца (0,8). Эффект близок модуляции ДФМн. Фоновая исходная волна (узкий пик на 20 Гц) вносит помеху в спектр сигнала ДФМн, который показан на фиг. 4В.
Обработку сигнала можно использовать для приема полезного сигнала при наличии такого сильного синусоидального тона от источника. Сигнал ДФМн ν(ί) можно математически описать следующим образом:
[7] [5] ν(ΐ) = ά(ΐ)Αν ео8(щс1) где ά(ί) е {+1,-1} - форма волны двоичной модуляции, Αν - амплитуда сигнала, С0с - круговая частота несущей волны. Исходный сигнал на поверхности имеет вид [6] з(1) = А3 соз(щс1)
Принятый сигнал г(1) на поверхности равен сумме исходного сигнала и модулированного сигнала. г(1) = ά(ί)Αν соз(сос1) + А3 соз(сос1) [7] Г Α, Ί = Д , со<й?/)
Уравнение [7] имеет вид амплитудно-модулированного сигнала с двоичными данными в качестве модулирующей формы волны. Таким образом, для восстановления переданной формы волны данных ά(ί) можно использовать приемник для амплитудной модуляции.
Альтернативно, поскольку модулированный сигнал и исходные несущие волны распространяются в противоположных направлениях, для подавления тона источника из принятого сигнала можно использовать направленный фильтр, например дифференциальный фильтр при приеме импульсной телеметрии в буровом растворе, как показано, например, в патентах США №№ 3742,443 и 3747,059. Затем данные можно восстанавливать с использованием приемника ДФМн.
Вероятно, модулированный принятый сигнал, достигший наземных датчиков, будет искажен вследствие отражений волны на изменениях акустического сопротивления вдоль канала затрубного пространства, а также на дне скважины и на поверхности. Для противодействия эффектам искажения сигнала потребуется некоторого вида адаптивная коррекция канала.
Скважинный модулятор действует путем изменения коэффициента отражения на дне затрубного пространства для генерации сдвигов фазы на 180°, т.е. изменения коэффициента отражения между +1 и -1. На практике коэффициент отражения γ скважинного модулятора будет создавать сдвиги фазы не в точности 180° и, таким образом, будет иметь вид ά(ΐ)=0 [8] =6^, ά(ΐ)=Γ где Сто и Сц - модули коэффициентов отражения для 0 и 1, соответственно. Аналогично ©о и Θι - фазы коэффициентов отражения.
Можно разработать более оптимальный приемник этого типа сигнала, который оценивает фактические изменения фазы и амплитуды из принятой формы волны, после чего использует границу принятия решения, которая является геометрическим местом двух точек в констелляции принятого сигнала для восстановления двоичных данных.
Конструктивные допуски и изменения условий в скважине, например температуры, давления, могут приводить к несовпадению частот источника и резонатора в практических операциях, оказывая негативное влияние на качество модуляции. Для преодоления этого после развертывания инструмента в скважине и до операции и передачи данных можно осуществлять процедуру настройки. На фиг. 5А, В показаны этапы примера такой процедуры настройки, причем на фиг. 5А подробно показаны этапы, осуществляемые в наземных установках, а на фиг. 5В - осуществляемые в скважинных установках.
Скважинный модулятор переводят в особый режим, в котором он модулирует отраженную волну известной последовательностью цифр, например последовательностью наподобие квадратной волны. Затем наземный источник генерирует ряд частот со ступенчатым увеличением, каждая из которых длится непродолжительное время, скажем 10 секунд, покрывающих возможный диапазон частот резонатора. Наземный блок обработки сигнала анализирует принятый фазо-модулированный сигнал. Частоту, при которой достигается максимальная разница между цифрой 1 и цифрой 0, выбирают в качестве правильной телеметрической частоты.
Дополнительную точную настройку можно осуществлять, передавая частоты с меньшим шагом вокруг частоты, выбранной в первом проходе, и повторяя процесс. В ходе такого процесса давление в скважине также можно записывать с помощью акустического скважинного приемника. Частота, которая дает максимальную разницу в фазе волны в скважине (и минимальную разницу в амплитуде) между цифровыми состояниями 1 и 0, является правильной частотой. Эту частоту можно передавать на поверхность в режиме «подтверждения», следующем после первоначальных этапов настройки, в котором значение частоты или индексный номер, присвоенный такому значению частоты, кодируется в отраженных волнах и передается на поверхность.
Процедура тестирования и настройки также может помогать идентифицировать характеристики телеметрического канала и разрабатывать алгоритм коррекции канала, который можно использовать для фильтрации принятых сигналов.
Процесс настройки можно осуществлять более эффективно, если реализована нисходящая линия связи. Таким образом, наземная система, идентифицировав правильную частоту, может предписать скважинной установке сменить режим, вместо того, чтобы продолжать перебор всех остальных пробных частот.
Рассмотрение, касающееся применимости новой телеметрической системы, относится к уровню энергопотребления скважинного устройства переключения фазы и емкости батареи или источника энергии, который необходим для его питания.
В случае, когда энергопотребление двухпозиционного соленоидного клапана препятствует его использованию в скважинном устройстве переключения фазы, можно реализовать альтернативное устройство с использованием пьезоэлектрического стека, который преобразует электрическую энергию в механическое смещение.
На фиг. 6 показана схема элементов, используемых в клапане с пьезоэлектрическим приводом. Клапан включает в себя стек 61 пьезоэлектрических дисков и провода 62 для подачи напряжения возбуждения на пьезоэлектрический стек. Стек действует как система 63 усиления, которая преобразует удлинение пьезоэлектрического элемента в макроскопическое движение. Усилительная система может базироваться на механическом усилении, как показано, или использовать гидравлическое усиление, применяемое, например, для управления топливными инжекторами в двигателях внутреннего сгорания. Усилительная система 63 приводит в действие крышку 64 клапана, чтобы заглушать или открывать впускную трубу 65. Напряжением возбуждения может управлять телеметрический блок, например, 163, показанный на фиг. 1.
Хотя предполагается, что энергопотребление пьезоэлектрического стека ниже, чем у соленоидной системы, оно остается функцией скорости передачи данных и диаметра впускной трубы, который обычно составляет от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.
Кроме того, вокруг впускной трубы 65 могут быть установлены электрические катушки или магниты (не показаны). При подаче тока они создают электромагнитную или магнитную силу, которая тянет крышку 64 клапана по направлению к впускной трубе 65 и, таким образом, обеспечивает ее плотное закрытие.
Использование мощного акустического источника на поверхности обеспечивает альтернативу скважинным батареям в качестве источника питания. Наземную систему можно использовать для передачи мощности с поверхности в форме акустической энергии, которая затем преобразуется в электрическую энергию скважинным электроакустическим преобразователем. На фиг. 7А, В показан генератор мощности, способный извлекать электрическую энергию из акустического источника.
Наземный источник мощности 740, работающий на частоте, существенно отличающейся от телеметрической частоты, направляет акустическую волну вниз по затрубному пространству 730. Предпочтительно эта частота питания близка к верхнему пределу первой полосы пропускания, например, 40-60 Гц или находится во второй или третьей полосе пропускания канала затрубного пространства, скажем 120 Гц, но предпочтительно ниже 200 Гц во избежание избыточного ослабления. Источник может представлять собой привод электродинамического типа или типа пьезоэлектрического устройства отклонения, который генерирует смещение, по меньшей мере, несколько миллиметров на данной частоте. Это может быть поршневой насос с высокой тактовой частотой и малым объемом, приспособленный в качестве источника акустической волны.
В примере, показанном на фиг. 7, преобразователь 742 электрической энергии в механическую приводит в линейное и гармоническое движение поршень 741, который создает сжатие/разряжение в жидкости в затрубном пространстве. Источник формирует в затрубном пространстве 730 уровень акустической мощности порядка киловатта, соответствующий амплитуде давления около 100 ρκί [фунтов на кв. дюйм] (0,6 МПа). Предполагая, что ослабление в акустическом канале равно 10 дБ, получаем, что давление в скважине на 10 кфт равно около 30 ρκί (0,2 МПа), и акустическая мощность, доставляемая на эту глубину, оценивается приблизительно равной 100 Вт. Используя преобразовать с эффективностью механоэлектрического преобразования 0,5, в местоположении в скважине можно непрерывно извлекать 50 Вт электрической мощности.
Согласно фиг. 7А, скважинный генератор включает в себя пьезоэлектрический стек 71, подобный показанному на фиг. 6. Стек присоединен своим основанием к насосно-компрессорной колонне 720 или другому стационарному или квазистационарному элементу в скважине посредством крепежного блока
- 7 008325
72. Изменение давления приводит к сжатию или расширению стека 71. Это создает переменное напряжение на пьезоэлектрическом стеке, сопротивление которого является, в основном, емкостным. Емкость разряжается через выпрямительную схему 73 и затем используется для зарядки конденсатора 74 большой емкости, который показан на фиг. 7В. Энергия, хранящаяся в конденсаторе 74, обеспечивает электропитание скважинных устройств, например измерительной подсистемы 75.
Эффективность процесса преобразования энергии зависит от согласования по акустическому импедансу (согласования по механической жесткости) между жидкостным волноводом 720 и пьезоэлектрическим стеком 71. Жесткость жидкостного канала зависит от частоты, площади поперечного сечения и акустического сопротивления жидкости. Жесткость пьезоэлектрического стека 71 зависит от нескольких факторов, включая отношение (площади) поперечного сечения к длине, сопротивление электрической нагрузки, амплитуду напряжения на стеке и т.д. Согласование по сопротивлению можно облегчить, присоединив к пьезоэлектрическому стеку 71 дополнительную массу 711, чтобы согласование достигалось вблизи резонансной частоты системы пружина-груз.
На фиг. 8 сведены воедино вышеописанные этапы. Хотя изобретение было описано в связи с вышеописанными иллюстративными вариантами осуществления, специалисты в данной области могут предложить многочисленные эквивалентные модификации и вариации данного раскрытия. Соответственно, иллюстративные варианты осуществления изобретения, изложенные выше, следует считать иллюстративными и не ограничительными. Различные изменения в описанные варианты осуществления можно внести, не отклоняясь от сущности и объема изобретения.

Claims (27)

1. Устройство акустической телеметрии для передачи цифровых данных из местоположения в скважине по стволу скважины на поверхность, содержащее акустический канал, который представляет собой столб жидкости, проходящий от поверхности к местоположению в скважине, оканчивающийся на скважинном конце отражающим терминалом, генератор акустической волны, расположенный на поверхности и обеспечивающий несущий сигнал акустической волны по акустическому каналу, модулятор, расположенный в местоположении в скважине и приспособленный для модуляции амплитуды и/или фазы несущей волны в соответствии с цифровым сигналом, и один или несколько датчиков, расположенных на поверхности, приспособленных для детектирования информации, относящейся к амплитуде и/или фазе акустических волн, распространяющихся по акустическому каналу.
2. Устройство по п.1, в котором модулятор модулирует отражательные свойства отражающего терминала.
3. Устройство по п.1, в котором модулятор и отражающий терминал образуют отражатель с переменным сдвигом фазы для несущей волны.
4. Устройство по п.2, в котором модулятор модулирует отражательные свойства отражающего терминала дискретными шагами.
5. Устройство по п.4, в котором модулятор переключается между первым состоянием, в котором он инвертирует фазу акустической волны, отраженной на терминале, и вторым состоянием, в котором он поддерживает исходную фазу падающей волны.
6. Устройство по п.1, в котором акустический канал образован путем заполнения жидкостью кольцевого объема в стволе скважины.
7. Устройство по п.1, в котором акустический канал образован путем заполнения жидкостью насосно-компрессорной колонны, подвешенной в стволе скважины.
8. Устройство по п.1, в котором столб жидкости имеет вязкость менее 3х10-3 Νδ/ш2.
9. Устройство по п.1, в котором модулятор представляет собой резонатор, расположенный вблизи точки отражающего терминала.
10. Устройство по п.9, в котором резонатор содержит заполненный жидкостью объем, заключенный в корпус, имеющий трубчатое отверстие, ведущее в отражающий терминал.
11. Устройство по п.10, в котором резонатор имеет два или более трубчатых отверстий, ведущих в отражающий терминал.
12. Устройство по п.10, в котором генератор акустической волны приспособлен для одновременной генерации акустических волн на разных частотах.
13. Устройство по п.1, дополнительно содержащее акустический приемник в местоположении в скважине, приспособленный для приема акустического канала в местоположении в скважине.
14. Устройство по п.1, в котором цифровые данные являются кодированными цифровыми данными.
15. Устройство по п.1, в котором датчики подключены к блоку декодирования, приспособленному для преобразования детектированной информации, относящейся к амплитуде и/или фазе, в цифровой сигнал.
- 8 008325
16. Устройство по п.1, в котором датчики подключены к блоку обработки сигнала, приспособленному отфильтровывать сигнал несущей волны из детектированной информации.
17. Устройство по п.1, в котором модулятор содержит пьезоэлектрический привод.
18. Устройство по п.1, содержащее скважинный генератор мощности, приспособленный для преобразования акустической энергии из сигнала акустической волны, генерируемого на поверхности.
19. Использование устройства по п.1 в операции усиления притока в скважину.
20. Способ передачи цифровых данных из местоположения в скважине по стволу скважины на поверхность, содержащий этапы, на которых обеспечивают акустический канал, который представляет собой столб жидкости, проходящий от поверхности к местоположению в скважине через ствол скважины и оканчивающийся на скважинном конце отражающим терминалом, генерируют с поверхности несущий сигнал акустической волны в акустическом канале, модулируют амплитуду и/или фазу несущей волны в соответствии с цифровым сигналом и детектируют на поверхности информацию, относящуюся к амплитуде и/или фазе акустических волн, распространяющихся в акустическом канале.
21. Способ по п.20, в котором этап модуляции амплитуды и/или фазы несущей волны содержит этап, на котором изменяют отражательные свойства отражающего терминала.
22. Способ по п.21, в котором отражательные свойства отражающего терминала изменяют дискретными шагами.
23. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап, на котором помещают резонатор Гельмгольца вблизи отражающего терминала.
24. Способ по п.20, дополнительно содержащий этапы, на которых осуществляют измерения параметров скважины, кодируют измерения в битовый поток и управляют отражательными свойствами отражающего терминала в соответствии с кодированным битовым потоком.
25. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап, на котором выбирают частоту несущей волны так, чтобы она была близка к резонансной частоте резонатора, используемого для модуляции несущей волны.
26. Способ по п.20, дополнительно содержащий этапы, на которых сканируют диапазон возможных несущих частот, отслеживают на поверхности сигнал отраженной и модулированной волны, выбирают частоту несущей волны так, чтобы оптимизировать детектирование сигнала отраженной и модулированной волны, и начинают передавать скважинные измерения.
27. Способ по п.20, в котором обеспечивают акустический канал через ствол скважины и заканчивают акустический канал на скважинном конце отражающим терминалом при одновременном осуществлении операций, предназначенных для увеличения производительности скважины.
EA200501519A 2003-03-26 2004-03-24 Скважинная телеметрическая система EA008325B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0306929A GB2399921B (en) 2003-03-26 2003-03-26 Borehole telemetry system
PCT/GB2004/001281 WO2004085796A1 (en) 2003-03-26 2004-03-24 Borehole telemetry system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200501519A1 EA200501519A1 (ru) 2006-02-24
EA008325B1 true EA008325B1 (ru) 2007-04-27

Family

ID=9955546

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700024A EA009654B1 (ru) 2003-03-26 2004-03-24 Скважинная система генерации мощности
EA200501519A EA008325B1 (ru) 2003-03-26 2004-03-24 Скважинная телеметрическая система

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700024A EA009654B1 (ru) 2003-03-26 2004-03-24 Скважинная система генерации мощности

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7994932B2 (ru)
CA (1) CA2520149C (ru)
EA (2) EA009654B1 (ru)
GB (1) GB2399921B (ru)
NO (1) NO20054344L (ru)
WO (1) WO2004085796A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9470084B2 (en) 2010-08-12 2016-10-18 Rosemount Inc. Method and apparatus for measuring fluid process variable in a well
US9822636B2 (en) 2013-10-31 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole telemetry systems with voice coil actuator
US9951612B2 (en) 2014-09-23 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Well construction real-time telemetry system

Families Citing this family (100)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7397388B2 (en) 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
GB2405725B (en) 2003-09-05 2006-11-01 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US7434630B2 (en) * 2004-10-05 2008-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Surface instrumentation configuration for drilling rig operation
GB2421334B (en) * 2004-12-20 2007-03-14 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US7348893B2 (en) 2004-12-22 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Borehole communication and measurement system
US8629782B2 (en) 2006-05-10 2014-01-14 Schlumberger Technology Corporation System and method for using dual telemetry
US8004421B2 (en) 2006-05-10 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same
JP2009503306A (ja) * 2005-08-04 2009-01-29 シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法
US8044821B2 (en) 2005-09-12 2011-10-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole data transmission apparatus and methods
GB2433112B (en) 2005-12-06 2008-07-09 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US7777644B2 (en) 2005-12-12 2010-08-17 InatelliServ, LLC Method and conduit for transmitting signals
WO2007095103A2 (en) * 2006-02-14 2007-08-23 Baker Hughes Incorporated Channel equalization for mud-pulse telemetry
WO2008031021A2 (en) 2006-09-08 2008-03-13 Chevron U.S.A., Inc. A telemetry apparatus and method for monitoring a borehole
US7863907B2 (en) * 2007-02-06 2011-01-04 Chevron U.S.A. Inc. Temperature and pressure transducer
US7810993B2 (en) * 2007-02-06 2010-10-12 Chevron U.S.A. Inc. Temperature sensor having a rotational response to the environment
GB2447691B (en) 2007-03-23 2009-10-28 Schlumberger Holdings Flow measuring apparatus and method
US8872670B2 (en) * 2007-03-23 2014-10-28 Schlumberger Technology Corporation Compliance telemetry
US8106791B2 (en) * 2007-04-13 2012-01-31 Chevron U.S.A. Inc. System and method for receiving and decoding electromagnetic transmissions within a well
US7841234B2 (en) * 2007-07-30 2010-11-30 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing pressure using an inductive element
US7636052B2 (en) 2007-12-21 2009-12-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole
US9547104B2 (en) * 2007-09-04 2017-01-17 Chevron U.S.A. Inc. Downhole sensor interrogation employing coaxial cable
US8818728B2 (en) 2007-12-27 2014-08-26 Schlumberger Technology Corporation Method and system for transmitting borehole image data
US8635025B2 (en) 2007-12-27 2014-01-21 Schlumberger Technology Corporation Method and system for transmitting borehole image data
RU2382197C1 (ru) * 2008-12-12 2010-02-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Скважинная телеметрическая система
US8857510B2 (en) 2009-04-03 2014-10-14 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining movement of a drilling component in a wellbore
US8731837B2 (en) 2009-06-11 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for associating time stamped measurement data with a corresponding wellbore depth
US8353677B2 (en) * 2009-10-05 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing a liquid level
US8851175B2 (en) 2009-10-20 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Instrumented disconnecting tubular joint
US8192213B2 (en) * 2009-10-23 2012-06-05 Intelliserv, Llc Electrical conduction across interconnected tubulars
US8575936B2 (en) 2009-11-30 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Packer fluid and system and method for remote sensing
US10488286B2 (en) * 2009-11-30 2019-11-26 Chevron U.S.A. Inc. System and method for measurement incorporating a crystal oscillator
US8781807B2 (en) 2011-01-28 2014-07-15 Raymond E. Floyd Downhole sensor MODBUS data emulator
US20130020074A1 (en) * 2011-03-24 2013-01-24 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for filtering data influenced by a downhole pump
GB2493907B (en) * 2011-08-15 2018-03-21 Nov Downhole Eurasia Ltd Downhole pulse-generating apparatus
US9074467B2 (en) 2011-09-26 2015-07-07 Saudi Arabian Oil Company Methods for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors
US10551516B2 (en) 2011-09-26 2020-02-04 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and methods of evaluating rock properties while drilling using acoustic sensors installed in the drilling fluid circulation system of a drilling rig
US9234974B2 (en) 2011-09-26 2016-01-12 Saudi Arabian Oil Company Apparatus for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors
US10180061B2 (en) 2011-09-26 2019-01-15 Saudi Arabian Oil Company Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system
US9903974B2 (en) 2011-09-26 2018-02-27 Saudi Arabian Oil Company Apparatus, computer readable medium, and program code for evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system
US9624768B2 (en) 2011-09-26 2017-04-18 Saudi Arabian Oil Company Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system
US9447681B2 (en) 2011-09-26 2016-09-20 Saudi Arabian Oil Company Apparatus, program product, and methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system
GB201200093D0 (en) * 2012-01-05 2012-02-15 The Technology Partnership Plc Wireless acoustic communications device
WO2013109278A1 (en) * 2012-01-19 2013-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Magnetic sensing apparatus, systems, and methods
US9540925B2 (en) * 2012-06-18 2017-01-10 M-I Drilling Fluids Uk Ltd. Methods and systems of increasing signal strength of oilfield tools
US10100635B2 (en) 2012-12-19 2018-10-16 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
WO2014100271A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using production tubing
WO2014100272A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
WO2014100262A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore
US20150300159A1 (en) 2012-12-19 2015-10-22 David A. Stiles Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry
WO2014100274A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
WO2014100276A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Electro-acoustic transmission of data along a wellbore
US9702242B2 (en) 2013-01-16 2017-07-11 Saudi Arabian Oil Company Method and apparatus for in-well wireless control using infrasound sources
US9797241B2 (en) 2013-02-07 2017-10-24 Xact Downhole Telemetry Inc. Acoustic transmitter for transmitting a signal through a downhole medium
US9291049B2 (en) 2013-02-25 2016-03-22 Evolution Engineering Inc. Downhole electromagnetic and mud pulse telemetry apparatus
US9732608B2 (en) 2013-02-25 2017-08-15 Evolution Engineering Inc. Downhole telemetry
MX356677B (es) 2013-02-25 2018-06-08 Evolution Engineering Inc Sistema de perforación integrado con subsistemas de telemetria plural.
US9593571B2 (en) 2013-05-30 2017-03-14 Schlumberger Technology Coproration Determining correct drill pipe length and formation depth using measurements from repeater subs of a wired drill pipe system
CA2913690C (en) 2013-05-31 2016-10-11 Evolution Engineering Inc. Telemetry systems with compensation for signal degradation and related methods
US9447679B2 (en) * 2013-07-19 2016-09-20 Saudi Arabian Oil Company Inflow control valve and device producing distinct acoustic signal
US9500074B2 (en) * 2013-07-31 2016-11-22 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic coupling of electrical power and data between downhole devices
US9503199B2 (en) * 2013-11-20 2016-11-22 The Boeing Company Modulated echo underwater communications and energy harvesting
WO2015080754A1 (en) 2013-11-26 2015-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same
US9523272B2 (en) 2013-12-28 2016-12-20 Halliburton Energy Services, Inc. Amplification of data-encoded sound waves within a resonant area
US10365136B2 (en) * 2014-08-20 2019-07-30 Halliburton Energy Services, Inc. Opto-acoustic flowmeter for use in subterranean wells
CA2954736C (en) * 2014-08-20 2020-01-14 Halliburton Energy Services, Inc. Flow sensing in subterranean wells
CA2955381C (en) 2014-09-12 2022-03-22 Exxonmobil Upstream Research Company Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same
US9863222B2 (en) 2015-01-19 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry
US10408047B2 (en) 2015-01-26 2019-09-10 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool
US9719766B2 (en) 2015-02-18 2017-08-01 General Electric Company Method and system for measurement using a telescopic gauge
CN104832165A (zh) * 2015-05-06 2015-08-12 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 井口声波发射装置
WO2017105418A1 (en) * 2015-12-16 2017-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Data transmission across downhole connections
US10344583B2 (en) 2016-08-30 2019-07-09 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic housing for tubulars
US10465505B2 (en) 2016-08-30 2019-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10487647B2 (en) 2016-08-30 2019-11-26 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid downhole acoustic wireless network
US10697287B2 (en) 2016-08-30 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field
US10415376B2 (en) 2016-08-30 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same
US10526888B2 (en) 2016-08-30 2020-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole multiphase flow sensing methods
US10364669B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10590759B2 (en) 2016-08-30 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same
CN106285644A (zh) * 2016-10-08 2017-01-04 中国地质大学（北京） 一种基于液电效应的钻杆胶塞智能定位装置、系统和定位方法
US10009119B1 (en) 2017-03-06 2018-06-26 The Boeing Company Bandgap modulation for underwater communications and energy harvesting
US10273801B2 (en) * 2017-05-23 2019-04-30 General Electric Company Methods and systems for downhole sensing and communications in gas lift wells
US10883363B2 (en) 2017-10-13 2021-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing communications using aliasing
US11035226B2 (en) 2017-10-13 2021-06-15 Exxomobil Upstream Research Company Method and system for performing operations with communications
CN111201727B (zh) 2017-10-13 2021-09-03 埃克森美孚上游研究公司 利用混合通信网络进行烃操作的方法和系统
US10771326B2 (en) 2017-10-13 2020-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications
US10697288B2 (en) 2017-10-13 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
US12000273B2 (en) 2017-11-17 2024-06-04 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions
US10690794B2 (en) 2017-11-17 2020-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system
AU2018367388C1 (en) 2017-11-17 2022-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
US11313215B2 (en) 2017-12-29 2022-04-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
AU2019217444C1 (en) 2018-02-08 2022-01-27 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
US11952886B2 (en) 2018-12-19 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network
US11293280B2 (en) 2018-12-19 2022-04-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network
WO2020172468A1 (en) 2019-02-21 2020-08-27 Widril As Method and apparatus for wireless communication in wells using fluid flow perturbations
US11795937B2 (en) * 2020-01-08 2023-10-24 Baker Hughes Oilfield Operations, Llc Torque monitoring of electrical submersible pump assembly

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3906434A (en) * 1971-02-08 1975-09-16 American Petroscience Corp Telemetering system for oil wells
US20030015319A1 (en) * 1995-10-20 2003-01-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3659259A (en) * 1968-01-23 1972-04-25 Halliburton Co Method and apparatus for telemetering information through well bores
US3742443A (en) 1970-07-27 1973-06-26 Mobil Oil Corp Apparatus for improving signal-to-noise ratio in logging-while-drilling system
US3747059A (en) 1970-12-18 1973-07-17 Schlumberger Technology Corp Electronic noise filter with means for compensating for hose reflection
US3909775A (en) * 1973-01-15 1975-09-30 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for acoustic logging through casing
US3964556A (en) * 1974-07-10 1976-06-22 Gearhart-Owen Industries, Inc. Downhole signaling system
SU514257A1 (ru) 1974-07-24 1976-05-15 Волжское отделение института геологии и разработки горючих ископаемых Возбудитель акустических импульсов в жидкой среде
CA1210850A (en) 1983-05-13 1986-09-02 Amf Incorporated Detection means for mud pulse telemetry system
US4890687A (en) 1989-04-17 1990-01-02 Mobil Oil Corporation Borehole acoustic transmitter
DE4031970A1 (de) * 1990-10-09 1992-04-16 Standard Elektrik Lorenz Ag Optischer reflexionsmodulator
US5160925C1 (en) * 1991-04-17 2001-03-06 Halliburton Co Short hop communication link for downhole mwd system
US5283768A (en) * 1991-06-14 1994-02-01 Baker Hughes Incorporated Borehole liquid acoustic wave transducer
US5444324A (en) * 1994-07-25 1995-08-22 Western Atlas International, Inc. Mechanically amplified piezoelectric acoustic transducer
US6442105B1 (en) * 1995-02-09 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Acoustic transmission system
US5598050A (en) * 1995-02-17 1997-01-28 Materials Systems Inc. Acoustic actuator and flextensional cover plate there for
GB2351423A (en) * 1999-06-25 2000-12-27 Marconi Electronic Syst Ltd Modulator circuit
US6320820B1 (en) * 1999-09-20 2001-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. High data rate acoustic telemetry system
US6741185B2 (en) * 2000-05-08 2004-05-25 Schlumberger Technology Corporation Digital signal receiver for measurement while drilling system having noise cancellation
US6757218B2 (en) * 2001-11-07 2004-06-29 Baker Hughes Incorporated Semi-passive two way borehole communication apparatus and method
RU27153U1 (ru) 2002-09-16 2003-01-10 Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" Термоэлектрический автономный источник питания

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3906434A (en) * 1971-02-08 1975-09-16 American Petroscience Corp Telemetering system for oil wells
US20030015319A1 (en) * 1995-10-20 2003-01-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9470084B2 (en) 2010-08-12 2016-10-18 Rosemount Inc. Method and apparatus for measuring fluid process variable in a well
US9822636B2 (en) 2013-10-31 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole telemetry systems with voice coil actuator
RU2642703C2 (ru) * 2013-10-31 2018-01-25 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Скважинная телеметрическая система с приводом типа звуковой катушки
US9951612B2 (en) 2014-09-23 2018-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Well construction real-time telemetry system
RU2661962C1 (ru) * 2014-09-23 2018-07-23 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Телеметрическая система, работающая в реальном времени, применяемая при строительстве скважины

Also Published As

Publication number Publication date
NO20054344L (no) 2005-11-23
CA2520149A1 (en) 2004-10-07
US7994932B2 (en) 2011-08-09
GB2399921B (en) 2005-12-28
WO2004085796A1 (en) 2004-10-07
GB0306929D0 (en) 2003-04-30
NO20054344D0 (no) 2005-09-20
EA200501519A1 (ru) 2006-02-24
EA009654B1 (ru) 2008-02-28
GB2399921A (en) 2004-09-29
US20070030762A1 (en) 2007-02-08
EA200700024A1 (ru) 2007-04-27
CA2520149C (en) 2012-01-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA008325B1 (ru) Скважинная телеметрическая система
US7397388B2 (en) Borehold telemetry system
US7990282B2 (en) Borehole telemetry system
US5592438A (en) Method and apparatus for communicating data in a wellbore and for detecting the influx of gas
CA2703417C (en) Instrumentation of appraisal well for telemetry
US10480308B2 (en) Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
US20150003202A1 (en) Wireless acoustic communications method and apparatus
US20150292320A1 (en) Wired and Wireless Downhole Telemetry Using Production Tubing
US20060131014A1 (en) Borehole communication and measurement system
RU2613222C2 (ru) Способ и устройство передачи данных из скважины
US10637529B2 (en) Signal equalisation
RU95200U1 (ru) Система беспроводной передачи энергии и/или информации для контроля и/или управления удаленными объектами, размещенными в скважине
CA2527751C (en) Borehole telemetry system
WO2011087400A1 (en) Wireless power and/or data transmission system for downhole equipment monitoring and/or control

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ