NO335412B1 - Fremgangsmåte og apparat for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring - Google Patents
Fremgangsmåte og apparat for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO335412B1 NO335412B1 NO20062301A NO20062301A NO335412B1 NO 335412 B1 NO335412 B1 NO 335412B1 NO 20062301 A NO20062301 A NO 20062301A NO 20062301 A NO20062301 A NO 20062301A NO 335412 B1 NO335412 B1 NO 335412B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- drilling fluid
- reflector
- flow
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 68
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000011268 mixed slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Det beskrives en fremgangsmåte og et system for telemetri i et kompressibelt borefluid under underbalansert boring. Det tilveiebringes en reflektor (110) nedstrøms gassinnløpet (104) som skaper reflekterte trykkbølger (122) med samme trykkpolaritet som de innkommende trykkbølgene (120). Det tilveiebringes en trykkføler (92) nedenfor reflektoren (110) for å måle trykket i det kompressible borefluidet. Reflektoren (110) kan være en plate med en åpning med fast størrelse eller en justerbar åpning. Det beskrives også et borehulls-kommunikasjonssystem der det tilveiebringes et par av trykkfølere (92) på hver sin side av en strømningsbegrensning (118) tilveiebragt i gasskanalen (104) som leder til gassinjektoren (84). Strømningsbegrensningen kan være en ventil (118) som anvendes for å styre strømningsmengden av gass som tilføres i borefluidet, eller den kan være en separat venturidyse eller en plate med én eller flere åpninger.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører telemetri under boring av borehull. Oppfinnelsen angår nærmere bestemt en fremgangsmåte og et apparat for signalforsterkning for impulstelemetri under underbalansert boring.
Det er kjent at mottaket av akustiske telemetrisignaler som forplantes i borefluidet, ofte betegnet slampulstelemetri, blir betydelig dårligere dersom borefluidet inne i borerøret inneholder betydelige mengder gass. Det injiseres ofte gass i borefluidet under underbalansert boring (eller lavkroneboring (eng. low-head drilling), der brønnen ikke underbalanseres, men bunnhullstrykket reduseres ved tilsetning av gass).
Selv om noe av vanskeligheten ved signalmottaket er en uunngåelig konsekvens av dempningen av det akustiske signalet på dets vei opp slamsøylen, svekkes det også av de akustiske forholdene ved toppen av slamsøylen inne i overflatesystemet. Dette gjelder spesielt når gassen injiseres i boreslammet i overflatesystemet, der trykkpulsene skal detekteres. Som følge av signal-dempningen og de vanskelige akustiske forholdene i overflatesystemet vil ofte telemetrisignalet forringes i en slik grad at konvensjonell slampulstelemetri enten er umulig eller upraktisk.
UK-patentsøknaden GB 2 333 787 A beskriver et system for slampulstelemetri under underbalansert boring der det anvendes en fluidstrømningsmåler. Signalet fra strømningsmåleren konverteres til et trykksignal av en differensialtrykk-måleenhet og blir deretter omregnet og registrert som et trykksignal. I stedet for å måle trykket måler således systemet beskrevet i GB 2 333 787 A strømnings-mengden av slam. Slike systemer har lett for føre til et høyt støynivå i forhold til signalet, for eksempel som følge av støy fra slampumpene og gasstilførsels-systemet.
Det er således et mål ved foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for forbedret impulstelemetri under underbalansert boring der de akustiske forholdene ved toppen av overflatesystemet bedres.
Oppfinnelsen tilveiebringer et borehullkommunikasjonssystem for telemetri i et kompressibelt borefluid, som omfatter en kilde for borefluid konstruert for å forsyne borefluid under trykk gjennom en kanal mot en borkrone; et gassinnløp i fluidkommunikasjon med kanalen, konstruert for å tilføre gass i borefluidet slik at borefluidet nedstrøms innløpet gjøres kompressibelt; en gasstilførsel i fluidkommunikasjon med gassinnløpet via en gasskanal; en pulsgenereringsanordning i borehullet, konstruert for å generere trykkpulser i det kompressible borefluidet svarende til et forbestemt mønster; en strømningsmåler tilveiebrakt i gasskanalen, anpasset for å måle strømningsmengden av gass; og der strømningsmåleren omfatter første og andre trykkfølere tilveiebrakt på hver sin side av en strømningsbegrensning tilveiebrakt i gasskanalen.
Ytterligere utførelsesformer av oppfinnelsen er angitt i kravene 2-5.
Det beskrives videre et borehulls-kommunikasjonssystem for telemetri i et kompressibelt borefluid. Systemet inkluderer en kilde for borehullsfluid som forsyner borefluid under trykk gjennom en kanal mot borkronen og et gassinnløp for tilførsel av gass i borefluidet slik at borefluidet nedstrøms innløpet gjøres kompressibelt. En pulsgenereringsanordning (eng. pulser) i borehullet genererer trykkpulser i det kompressible borefluidet i et forbestemt mønster.
Det tilveiebringes en reflektor nedstrøms gassinnløpet som skaper, som følge av innkommende trykkpulser som forplantes fra pulsgenereringsenheten mot overflaten, reflekterte trykkbølger med samme trykkpolaritet som de innkommende trykkbølgene.
Det tilveiebringes en trykkføler nedenfor reflektoren for å måle trykket i det kompressible borefluidet og for å generere elektriske signaler som representerer det målte trykket.
Ifølge en foretrukket utførelsesform posisjoneres trykkføleren minst 12 rørdiametre nedstrøms reflektoren. Ifølge en mer foretrukket utførelsesform posisjoneres føleren minst 60 rørdiametre nedstrøms reflektoren. Ifølge en foretrukket utførelsesform tilveiebringes en prosessor i elektrisk kommunikasjon med trykkføleren for å demodulere de elektriske signalene som genereres av trykkføleren.
Ifølge en foretrukket utførelsesform er andelen av energien i en innkommende bølge som absorberes av reflektoren større enn 20%. Ifølge en mer foretrukket utførelsesform er energiandelen som absorberes større enn 30%. Ifølge en enda mer foretrukket utførelsesform er energiandelen som absorberes større enn 40%.
Ifølge en foretrukket utførelsesform har reflektoren en Xi-verdi (som skal defineres senere) som er større enn omtrent 0,25. Mer foretrukket er at A,| er større enn 0,5, og enda mer foretrukket er at den er større enn 1.
Reflektoren kan være en plate med en fast, eller ikke-justerbar åpning, selv om det ifølge en foretrukket utførelsesform anvendes en justerbar åpning.
Ifølge en alternativ utførelsesform tilveiebringes et borehulls-kommunikasjonssystem for telemetri i et kompressibelt borefluid som inkluderer et par av trykkfølere tilveiebrakt på hver sin side av en strømnings-begrensningsanordning tilveiebrakt i gasskanalen som fører til gassinjektoren. Strømningsbegrensningsanordningen kan være ventilen som anvendes for å styre strømningsmengden av gass som tilføres i borefluidet, eller den kan være en separat venturidyse eller en plate med én eller flere åpninger.
Ifølge en annen utførelsesform tilveiebringes en kombinasjon av reflektoren og paret av trykkfølere i gasstilførselsledningen.
Det beskrives også en fremgangsmåte for å detektere telemetrisignaler som forplantes fra en kilde nedihulls mot overflaten i et kompressibelt borefluid. Figur 1 viser et system for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring, ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Figur 2 viser gassinjeksjon og en konvensjonell trykkmålingsenhet ifølge tidligere teknikk; Figur 3 viser et system for mottak av slampulssignaler ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; Figur 4 er et flytdiagram som viser trinn i en foretrukket fremgangsmåte for telemetri under underbalansert boring, ifølge oppfinnelsen; og Figur 5 viser et system for deteksjon av slampulssignaler under underbalansert boring ifølge en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen.
De etterfølgende utførelsesformene av foreliggende oppfinnelse vil bli beskrevet i forbindelse med utvalgte borekonfigurasjoner, selv om fagmannen vil forstå at de beskrevne fremgangsmåtene og strukturene på en enkel måte kan anpasses for et bredere spekter av anvendelser. Der hvor samme referanse-nummer går igjen i forskjellige figurer, henviser det til tilsvarende strukturer i hver slik figur.
Figur 1 viser et system for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring, ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. En borestreng 58 er vist inne i et borehull 46. Borehullet 46 forløper inn i undergrunnen 40 og har en overflate 42. Borehullet 46 bores ved hjelp av en borkrone 54. Borkronen 54 er plassert i den lengstbortliggende enden av bunnhullsenheten 56, som er festet til og utgjør den nedre delen av borestrengen 46. Bunnhullsenheten 56 inneholder et antall anordninger inklusive forskjellige underenheter 60. Ifølge oppfinnelsen inkluderes det måling-under-boring (MWD - Mesurement While Drilling) -enheter i underenhetene 60. Eksempler på typiske MWD-målinger inkluderer retning, vinkling, inspeksjonsdata, nedihullstrykk (inne i og på utsiden av borerøret), resistivitet, tetthet og porøsitet. Signalene fra MWD-enhetene overføres til
pulsgenereringsenheten 64. Pulsgenereringsenheten 64 konverterer signalene fra underenhetene 60 til trykkpulser i borefluidet. Trykkpulsene genereres i et spesielt mønster som representerer dataene fra underenhetene 60. Trykkpulsene er enten positive (trykkøkninger) eller negative (trykkreduksjoner), eller en kombinasjon av positive og negative trykkpulser. Trykkpulsene forplantes oppover i borefluidet i den sentrale åpning i borestrengen mot overflatesystemet. Underenhetene 60 kan også innbefatte en turbin eller motor for å tilveiebringe energi for å rotere borkronen 54.
Overflate-boresystemet inkluderer et boretårn 68 og et heisesystem, et roteringssystem og et slamsirkuleringssystem 100. Heisesystemet, fra hvilket borestrengen 58 henger, innbefatter trekkverk 70, en krok 72 og en svivel 74. Roteringssystemet inkluderer et rotasjonsrør 76, et rotasjonsbord 88 og motorer (ikke vist). Roteringssystemet overfører en rotasjonskraft til borestrengen 58, som er velkjent innenfor teknikken. Selv om et system med et rotasjonsrør og et rotasjonsbord er vist i figur 1, vil fagmannen forstå at foreliggende oppfinnelse også kan anvendes med toppdrevne borekonstruksjoner. Selv om boresystemet vist i figur 1 er landbasert, vil fagmannen forstå at foreliggende oppfinnelse like gjerne kan anvendes i marine miljøer.
Slamsirkuleringssystemet 100 pumper borefluid ned den sentrerte boringen i borestrengen. Borefluidet kalles ofte slam, og er typisk en blanding av vann eller diesel-brennstoff, spesialleire og andre kjemikalier. Boreslammet oppbevares i slambeholderen 78. Boreslammet suges inn i slampumpene 80 som pumper slammet gjennom standrøret 86 og inn i rotasjonsrøret 76 gjennom svivelen 74, som innbefatter en rotasjonstetning. For å utføre underbalansert boring introduseres det gass i boreslammet på et eller annet tidspunkt før det kommer inn i borestrengen. I systemet vist i figur 1 forsynes gass, typisk nitrogen, fra gasskilden 82 og injiseres av gassinjektoren 84.
Slammet oppstrøms gassinjektoren 84 har en meget lav kompressibilitet. Gassinjektoren 84 injiserer gass i boreslammet slik at fluidet nedstrøms gassinjektoren 84 er en blanding av slam med lav kompressibilitet og gass - typisk mellom noen få prosent og 30 prosent. Gassen er veldig kompressibel, slik at blandingen av de to fluidene har en redusert tetthet sammenliknet med den til lavkompressibilitetsfluidet, men er mye mer kompressibel. Den effektive tettheten til blandingen er omtrent lik tettheten til lavkompressibilitetsfluidet ganget med (1 - gassfraksjonen). Dette resulterer i en mye lavere lydhastighet og en redusert akustisk impedans i forhold til borefluid som ikke inneholder gass.
Blandingen av slam og gass strømmer gjennom borestrengen 58 og gjennom borkronen 54. Når tennene til borkronen freser ut og maler opp jord-formasjonen til borekaks, strømmer slammet ut gjennom åpninger eller dyser i borkronen med stor hastighet og under høyt trykk. Disse slamstrålene løfter borekaksen opp fra bunnen av hullet og vekk fra borkronen, og videre opp mot overflaten i ringrommet mellom borestrengen 58 og veggen i borehullet 46.
Ved overflaten strømmer slammet og borekaksen ut av brønnen gjennom et sideutløp i utblåsningssikringen 99 og gjennom slam-returlinjen 90. Utblåsningssikringen 99 omfatter en trykkstyringsanordning og en rotasjonstetning. Slam-returlinjen 90 forsyner slammet inn i en separator 98 som separerer slammet fra gassen og fortrinnsvis borekaksen fra slammet. Fra separatoren 98 returneres slammet til slambeholderen 78 for oppbevaring og gjenbruk.
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes en reflektor 110 i standrøret 86 nedstrøms gassinjektoren 84. Som beskrives mer i detalj nedenfor, reflekterer reflektoren 110 trykkpulser generert av pulsgenereringsanordningen 64 som forplantes oppover gjennom boreslammet. Slampulsene detekteres av trykkføleren 92, som er tilveiebragt nedstrøms reflektoren 110 i standrøret 86. Trykkføleren 92 omfatter en omsetter som konverterer slamtrykket til elektroniske signaler. Trykkføleren 92 er koplet til en prosessor 94 som konverterer trykksignalet til digital form, registrerer og demodulerer det digitale signalet til anvendbare MWD-data. Selv om reflektoren 110 og trykkføleren 92 er vist tilveiebragt på standrøret i figur 1, vil de også kunne tilveiebringes andre steder nedstrøms gassinjektoren 84.
Figur 2 viser gassinjeksjon og et konvensjonelt trykkmålingsoppsett ifølge tidligere teknikk. Figur 2 viser en seksjon av standrøret 86 i nærheten av gassinjektoren 84. Lavkompressibilitetsslam 102 er vist oppstrøms gassinjektoren 84 og strømmer nedover, som fremgår av strømningsretningspilen 112. Gassforsyningssystemet 82 tilfører gass, typisk nitrogen, gjennom kanalen 104 som vist med strømretningspilen 116. Strømmen av gass styres primært av en ventil 118, som er vist skjematisk. Slam/gass-skilleflaten 108 er vist med stiplet linje. En må forstå at skilleflaten mellom gassen og slammet i virkeligheten ikke vil være en skarp overflate, men vil være en blandingssone. Nedstrøms skilleflaten 108 er slammet 106 en blanding av lavkompressibilitetsslam og gass, typisk mellom noen få prosent og 30 prosent. Som nevnt har blandingen av de to fluidene en tetthet som er sammenliknbar med den til lavkompressibilitetsslammet, bortsett fra at den er mye mer kompressibel. Strømningsretningen for lavkompressibilitetsslammet 106 er vist med retningspilen 114.
Lavkompressibilitetsslammet 102 haren mye høyere akustisk impedans enn blandingsslammet 106, som haren mye lavere akustisk impedans. I denne forstand kan slammet 102 tenkes på som et stivt system, og slammet 106 som et nesten fritt system.
Det antas at en akustisk bølge 24 som forplantes opp slamsøylen reflekteres ved gassinjektoren 84. Mer presist skjer refleksjonen ved slam/gass-skilleflaten 108. Dette antas å være tilfelle fordi slam/gass-skilleflaten 108 opptrer nesten som en fri overflate. Den reflekterte bølgen 26 er vist idet den forplantes tilbake fra skilleflaten. Det er viktig å merke seg at refleksjonskoeffisienten for slike refleksjoner er negativ, og kan være nær minus 1. Polariteten eller fortegnet til den reflekterte bølgen 26 er således motsatt i forhold til den innkommende bølgen 24, og har nesten samme amplitude. Som følge av at refleksjonskoeffisienten er nær minus 1 ved slam/gass-skilleflaten, vil en trykkføler 20 nær skilleflaten 108 i denne konvensjonelle oppsatsen måle et meget redusert signal, ettersom den reflekterte bølgen 26 nesten kansellerer ut den innkommende bølgen 24.
Figur 3 viser et system for mottak av slampulssignaler ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Konstruksjonen av standrøret 86, gassinjektoren 84 og gasstilførselen 82 er som tidligere beskrevet i forbindelse med figur 2, og denne gjentas derfor ikke her. En reflektor 110 er posisjonert i standrøret 86 på et sted nedstrøms gass/slam-skilleflaten 108. Reflektoren 110 reflekterer en andel av en innkommende trykkbølge 120, vist som den reflekterte trykkbølgen 122, samtidig som den slipper gjennom en andel av trykkbølgen, vist som trykkbølgen 124. Den transmitterte trykkbølgen 124 vil deretter forplantes mot gassinjektoren 84 og reflekteres fra slam/gass-skilleflaten 108. Den reflekterte bølgen 126 er vist som refleksjonen av bølgen 124 fra slam/gass-skilleflaten 108. En andel av den reflekterte bølgen 126 overføres deretter gjennom reflektoren 110.
Det er viktig å merke seg at polariteten eller fortegnet til den reflekterte bølgen 122 er det samme som for den innkommende bølgen 120. I tillegg er mengden energi som føres tilbake gjennom reflektoren (for eksempel fra bølgen 126), og som har en motsatt polaritet i forhold til den innkommende bølgen 120, mye mindre enn dersom det ikke var tilveiebragt en reflektor 110.
En innkommende trykkbølge, som for eksempel bølgen 120, har den fordelen at den er mye lettere å detektere på nedstrømssiden av reflektoren 110. Trykkføleren 92 er i figur 3 vist tilveiebragt på nedstrømssiden av reflektoren 110. Føleren 92 detekterer trykkpulsene i slammet og omfatter en omsetter som konverterer slamtrykket til elektroniske signaler. Trykkføleren 92 er koplet til en prosessor 94 som konverterer trykksignalet til digital form, registrerer og demodulerer det digitale signalet til anvendbare MWD-data.
Siden bølgelengden til trykkpulsene som vanligvis benyttes for borehullstelemetri er relativt lang, trenger ikke trykkføleren 92 å være posisjonert umiddelbart nedstrøms reflektoren 110, men kan plasseres lengre nedstrøms dersom en slik plassering er hensiktsmessig. I tillegg, som diskuteres mer i detalj nedenfor, er det foretrukket at trykkføleren 92 plasseres mer enn omtrent 12 rørdiametre nedstrøms reflektoren 110.1 tilfellet i figur 1 vil rørdiameteren være diameteren til standrøret 86. Enda mer foretrukket er at sensoren 92 posisjoneres mer enn omtrent 60 rørdiametre nedstrøms reflektoren 110.
Ifølge en foretrukket utførelsesform omfatter reflektoren 110 en plate med en fast åpning montert på standrøret 86. Åpningen fungerer som en fast struping i et hydraulisk system, men fungerer også som en reflektor i et akustisk system. Åpningen har således en positiv refleksjonskoeffisient for bølger som forplantes både oppstrøms og nedstrøms, og absorberer også en andel av det akustiske signalet som forplantes derigjennom.
Ved å montere en struping mellom gassinjektoren 84 og trykkføleren 92 vil således signalet til denne sensoren forsterkes. Mens det fortsatt vil være en negativ refleksjon fra gass/fluid-skilleflaten vil amplituden til den bølgen som kommer inn mot denne skilleflaten reduseres, og det vil i tillegg være en positiv refleksjon fra strupingen.
Trykkbølgene som reflekteres av reflektoren 110 kan beskrives matematisk som følger. La
der A| er rørets tverrsnittsareal nedenfor (eller nedstrøms) reflektoren og q er lydhastigheten nedenfor reflektoren (og tilsvarende med indeks u for ovenfor (eller oppstrøms) reflektoren).
Ifølge oppfinnelsen defineres en nyttig egenskap ved reflektorer, X\, som følger: der pi er tettheten til borefluidet nedenfor reflektoren, A er det midlere trykkfallet over reflektoren og Vi er den midlere strømningshastigheten nedenfor reflektoren. Da er refleksjonskoeffisienten fra nedenfor åpningen gitt ved
Overføringskoeffisienten (som funksjon av trykket) er gitt ved
Med henvisning til figur 3 er således amplituden til trykkbølgen 124 lik T ganger amplituden til den innkommende bølgen 120, og amplituden til den reflekterte trykkbølgen 122 er R ganger amplituden til den innkommende bølgen 120.
A,| har vist seg å være et nyttig mål for virkningen til reflektoren 110. Generelt vil større verdier for X\ for en reflektor resultere i bedre deteksjon av trykksignalet. I praksis vil den øvre grensen for X\ bestemmes av det maksimalt tilgjengelige pumpetrykket, de andre trykkfallene i boreenhetene og det nødvendige trykket i ringrommet for en konkret anvendelse. Det antas at det oppnås en akseptabel trykkdeteksjon selv når X\ er i størrelsesorden 0,25. Ifølge en mer foretrukket utførelsesform bør X\ være større enn 0,5. Dersom X\ er i størrelsesorden 0,5 eller større vil trykksignalet kunne forsterkes betydelig for mange anvendelser. Ifølge en enda mer foretrukket utførelsesform er X\ større enn 1. Det antas at reflektoren 110, dersom X\ er større enn omtrent 1, også vil kunne tilveiebringe en betydelig reduksjon av støyen som kommer fra gassinjeksjonen og pumpene.
Andelen av energien i en innkommende bølge 120 som absorberes av reflektoren 110 er gitt ved:
Ifølge en foretrukket utførelsesform absorberer reflektoren 110 minst 20% av energien i en innkommende bølge. Ifølge en enda mer foretrukket utførelsesform vil en energiabsorpsjon på omtrent 30% tilveiebringe en betydelig forbedring av signaldeteksjonen for mange anvendelser. Ifølge en enda mer foretrukket utførelsesform kan det dersom energiabsorpsjonen av reflektoren 110 er større enn omtrent 40% også oppnås en betydelig reduksjon av støyen fra gassinjeksjonen og pumpene.
Ifølge en alternativ foretrukket utførelsesform er reflektoren 110 en kommersielt tilgjengelig justerbar åpning, så som en stillbar struping. Ved anvendelse av en justerbar åpning kan de effektive verdiene for h og energiabsorpsjonen optimeres for de konkrete forholdene. For eksempel kan åpningens størrelse reduseres når det anvendes små strømningsmengder av borefluid, slik at signalmottaket bedres, og åpningens størrelse økes når det er nødvendig med store strømningsmengder, slik at en holder seg innenfor den maksimale pumpekapasiteten.
Selv om reflektoren forsterker signalet vil den også kunne generere støy. Fluidet som strømmer ut av den lille dysen og inn i røret med større diameter skaper lokale hastighets- og trykkfluktuasjoner. Disse fluktuasjonene er i alminnelighet små, men når det detekterbare signalet er svakt kan de forstyrre signaldeteksjonen. Trykkfluktuasjonene avtar med avstanden fra åpningen, ettersom kun tverrsnittsmiddelet av de lokale trykkfluktuasjonene kan forplantes i det frekvensområdet som er av interesse. Den karakteristiske lengdeskalaen for denne reduksjonen er rørdiameteren. Ifølge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen bør således trykkføleren være plassert minst 12 rørdiametre nedstrøms reflektoren. Ifølge en mer foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er den plassert minst 60 rørdiametre nedstrøms reflektoren. I en realisering av oppfinnelsen er trykkføleren plassert omtrent 75 diametre nedstrøms reflektoren med gode resultater. I figur 3 er rørdiameteren nedstrøms reflektoren 110 vist med referansetegn d, og avstanden mellom trykkføleren 92 og reflektoren 110 er vist med referansetegn x. Figur 4 er et flytdiagram som viser trinn i en foretrukket fremgangsmåte for telemetri under underbalansert boring, ifølge oppfinnelsen. I trinn 200 konverteres MWD-dataene målt i bunnhullsenheten til digitale signaler. I trinn 210 moduleres det digitale signalet til slampulser. Slampulsene genereres av en pulsgenererings-enhet, som vist i figur 1. Slampulsene forplantes opp borerøret mot overflaten. Ved overflaten, i trinn 212, detekteres slampulsene av en trykkføler tilveiebragt nedenfor en dertil egnet reflektor som beskrevet i forbindelse med figur 3.1 trinn 214 demoduleres trykksignalet fra trykkføleren til et digitalt signal. I trinn 216 konverteres det digitale signalet tilbake til MWD-data. Figur 5 viser et system for å detektere slampulssignaler under underbalansert boring ifølge en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen. En konsekvens av slam/gass-skilleflaten 108, som nesten er som en fri overflate, er at variasjonene i strømningsmengden forårsaket av en innkommende akustisk bølge
120 vil forsterkes. Den reflekterte bølgen dobler nesten fluktuasjonene i strømningsmengden mens den nesten fjerner trykkfluktuasjonene ved skilleflaten. Fluktuasjonene i strømningsmengden vil opptre både i slammet 106 nedenfor skilleflaten 108 og i gassen i kanalen 104. Et fluid som strømmer gjennom en struktur så som en åpning, en venturidyse eller en ventil gjennomgår et trykkfall over strukturen. En varierende strømning skaper et varierende trykkfall. Responsen er ikke-lineær, men små fluktuasjoner skaper en nesten lineær respons, og det varierende trykkfallet kan således anvendes som inndata til et signaldemoduleringssystem.
Mens de samme fluktuasjonene i strømningsmengden opptrer i slam-systemet både ovenfor og nedenfor injektoren, vil den stasjonære strømnings-mengden (og således trykkfallet (eng. pressure offset)) på hvilken disse superponeres normalt være mye lavere i injeksjonssystemet. Dersom gassandelen for eksempel er 10% vil den stasjonære strømningsmengden være én tidel av strømningsmengden nedenfor injektoren 84, og et instrumentert trykkfall 84 ovenfor injektoren vil således ha en mye større sensitivitet enn ett tilveiebragt nedenfor injektoren.
Som vist i figur 5 består gassinjeksjonssystemet av en kanal 104 mellom gasstilførselen 82 og injektoren 84. Fluktuasjonene i strømningsmengden vil avta mellom injektoren og pumpesystemet. Trykkfallet måles således fortrinnvis så nær gassinjeksjonspunktet som praktisk mulig. Selv om det i figur 5 er vist en trykkdifferensialmåler 150 posisjonert over ventilen 118, kan det anvendes en annen struktur, så som en åpning eller en venturidyse, som skaper et ønsket trykkfall. Målingene av trykkdiffensialet overføres til prosessoren 154 for lagring og demodulering. Alternativt kan det anvendes et annet strømningsmål enn trykkdifferensialet over en struping. For eksempel kan det anvendes coriolis-, ultrasoniske eller temperaturoverføringsmetoder for å måle strømningsmengden av gass.
Ifølge en annen utførelsesform anvendes et hybrid-telemetrisystem der målesystemene i figur 3 og 5 anvendes i kombinasjon. Ifølge denne utførelsesformen tilveiebringes en reflektor 110 og trykkmålingen utføres av trykkføleren 92 som vist og beskrevet ovenfor med henvisning til figur 3. I tillegg kan differensialtrykk-måleren 150 anvendes i gasskanalen 104, som vist i figur 5. Anvendelsen av begge deteksjonsmetodene i kombinasjon vil bedre signal mottaket når begrensninger av det maksimale pumpetrykket begrenser den oppnåelige refleksjonskoeffisienten ved reflektoren.
Claims (5)
1. Borehullkommunikasjonssystem for telemetri i et kompressibelt borefluid,karakterisert vedat det omfatter: en kilde for borefluid konstruert for å forsyne borefluid under trykk gjennom en kanal (86) mot en borkrone (54); et gassinnløp (84) i fluidkommunikasjon med kanalen, konstruert for å tilføre gass i borefluidet slik at borefluidet nedstrøms innløpet gjøres kompressibelt; en gasstilførsel (82) i fluidkommunikasjon med gassinnløpet via en gasskanal (104); en pulsgenereringsanordning (64) i borehullet, konstruert for å generere trykkpulser i det kompressible borefluidet svarende til et forbestemt mønster; en strømningsmåler tilveiebrakt i gasskanalen, anpasset for å måle strømningsmengden av gass; og der strømningsmåleren omfatter første og andre trykkfølere (150) tilveiebrakt på hver sin side av en strømningsbegrensning (118) tilveiebrakt i gasskanalen.
2. System ifølge krav 1,karakterisert vedat strømnings-begrensningen er en ventil (118) som anvendes for å styre strømningsmengden av gass som tilføres i borefluidet.
3. System ifølge krav 1,karakterisert vedat strømnings-begrensningen er en venturidyse.
4. System ifølge krav 1,karakterisert vedat strømnings-begrensningen er en plate med én eller flere åpninger derigjennom.
5. System ifølge krav 1,karakterisert vedat det videre omfatter: en reflektor (110) tilveiebrakt nedstrøms gassinnløpet, og dimensjonert for å skape, som følge av en innkommende trykkbølge som forplantes fra pulsgenereringsanordningen mot overflaten, en reflektert trykkbølge med samme trykkpolaritet som den innkommende trykkbølgen; og en trykkføler (92) tilveiebrakt nedstrøms reflektoren, konstruert for å måle trykket i det kompressible borefluidet og generere elektriske signaler svarende til det målte trykket.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0005746.3A GB0005746D0 (en) | 2000-03-10 | 2000-03-10 | Method and apparatus enhanced acoustic mud pulse telemetry during underbalanced drilling |
| GB0014031A GB2360053B (en) | 2000-03-10 | 2000-06-09 | Method and apparatus enhanced acoustic mud pulse telemetry during underbalanced drilling |
| PCT/GB2001/001004 WO2001066911A1 (en) | 2000-03-10 | 2001-03-08 | Method and apparatus for enhanced acoustic mud pulse telemetry during underbalanced drilling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20062301L NO20062301L (no) | 2002-09-23 |
| NO335412B1 true NO335412B1 (no) | 2014-12-08 |
Family
ID=26243835
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20024294A NO323266B1 (no) | 2000-03-10 | 2002-09-09 | System og fremgangsmate for akustisk telemetri fra en nedihulls pulskilde til overflaten gjennom et kompressibelt borefluid |
| NO20062301A NO335412B1 (no) | 2000-03-10 | 2006-05-22 | Fremgangsmåte og apparat for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20024294A NO323266B1 (no) | 2000-03-10 | 2002-09-09 | System og fremgangsmate for akustisk telemetri fra en nedihulls pulskilde til overflaten gjennom et kompressibelt borefluid |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7138929B2 (no) |
| AU (2) | AU2001237595A1 (no) |
| EA (1) | EA004467B1 (no) |
| GB (1) | GB2371582B (no) |
| NO (2) | NO323266B1 (no) |
| WO (2) | WO2001066911A1 (no) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2392762A (en) | 2002-09-06 | 2004-03-10 | Schlumberger Holdings | Mud pump noise attenuation in a borehole telemetry system |
| US7187298B2 (en) | 2005-01-13 | 2007-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for transmitting and receiving a discrete multi-tone modulated signal in a fluid |
| US7489591B2 (en) * | 2005-05-06 | 2009-02-10 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Drilling fluid pressure pulse detection using a differential transducer |
| ITBG20050028A1 (it) * | 2005-05-13 | 2006-11-14 | Abb Service Srl | Dispositivo per la rilevazione della posizione di un elemento mobile ad esso accoppiato e relativo elemento mobile. |
| US7552761B2 (en) * | 2005-05-23 | 2009-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for wellbore communication |
| US20070017671A1 (en) * | 2005-07-05 | 2007-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry system and method |
| US8004421B2 (en) * | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US8629782B2 (en) | 2006-05-10 | 2014-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using dual telemetry |
| US8009511B2 (en) * | 2006-08-11 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure waves decoupling with two transducers |
| US8339277B2 (en) * | 2007-04-12 | 2012-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication via fluid pressure modulation |
| US8307913B2 (en) * | 2008-05-01 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling system with drill string valves |
| US20110303418A1 (en) * | 2010-06-11 | 2011-12-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for reducing impact force in a ball-seat assembly |
| US8678098B2 (en) | 2010-11-12 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Magnetically coupled actuation apparatus and method |
| EP2665935B1 (en) * | 2011-01-20 | 2020-09-09 | Performance Pulsation Control, Inc. | Pump pulsation discharge dampener system |
| US20140076577A1 (en) * | 2011-03-29 | 2014-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for reducing pressure fluctuations in an oilfield pumping system |
| WO2013192139A1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-12-27 | M-I L.L.C. | Methods and systems of increasing signal strength of oilfield tools |
| CA2889922C (en) | 2012-11-06 | 2016-01-19 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator and method of using same |
| US10753201B2 (en) | 2012-12-17 | 2020-08-25 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| WO2014094150A1 (en) | 2012-12-17 | 2014-06-26 | Evolution Engineering Inc. | Downhole telemetry signal modulation using pressure pulses of multiple pulse heights |
| WO2014094160A1 (en) | 2012-12-17 | 2014-06-26 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| EP2992170A4 (en) * | 2013-05-01 | 2016-06-15 | Services Petroliers Schlumberger | RESUME AN INTERRUPTED COMMUNICATION THROUGH A WELLBORE |
| US9644440B2 (en) | 2013-10-21 | 2017-05-09 | Laguna Oil Tools, Llc | Systems and methods for producing forced axial vibration of a drillstring |
| CA2895683A1 (en) | 2014-06-27 | 2015-12-27 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| CA2895681A1 (en) | 2014-06-27 | 2015-12-27 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| CA2895680A1 (en) | 2014-06-27 | 2015-12-27 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| US11473711B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-10-18 | Performance Pulsation Control, Inc. | System pulsation dampener device(s) substituting for pulsation dampeners utilizing compression material therein |
| US11460140B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-10-04 | Performance Pulsation Control, Inc. | Mini-dampeners at pump combined with system pulsation dampener |
| WO2019083736A1 (en) * | 2017-10-26 | 2019-05-02 | Performance Pulsation Control, Inc. | SYSTEM (S) SHOCK ABSORBER FOR SYSTEM PULSATIONS |
| US10822944B1 (en) * | 2019-04-12 | 2020-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Active drilling mud pressure pulsation dampening |
| US11639663B2 (en) | 2019-10-16 | 2023-05-02 | Baker Hughes Holdings Llc | Regulating flow to a mud pulser |
| US11143540B2 (en) | 2019-10-28 | 2021-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time flow rate meter |
| MX2023004210A (es) | 2020-10-12 | 2023-06-19 | Performance Pulsation Control Inc | Proteccion para equipo de superficie contra energias de pulsacion de barreno. |
| US11656069B2 (en) | 2020-10-26 | 2023-05-23 | Massimo Conte | Grading tools |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4733233A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
| US4590593A (en) * | 1983-06-30 | 1986-05-20 | Nl Industries, Inc. | Electronic noise filtering system |
| CA1213666A (en) * | 1983-10-03 | 1986-11-04 | Gary D. Berkenkamp | Logging while drilling system signal recovery system |
| US4878206A (en) * | 1988-12-27 | 1989-10-31 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for filtering noise from data signals |
| US5055837A (en) | 1990-09-10 | 1991-10-08 | Teleco Oilfield Services Inc. | Analysis and identification of a drilling fluid column based on decoding of measurement-while-drilling signals |
| US5283768A (en) | 1991-06-14 | 1994-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Borehole liquid acoustic wave transducer |
| US5146433A (en) * | 1991-10-02 | 1992-09-08 | Anadrill, Inc. | Mud pump noise cancellation system and method |
| EP0617196B1 (en) | 1993-03-26 | 2000-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Digital mud pulse telemetry system |
| US5583827A (en) * | 1993-07-23 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Measurement-while-drilling system and method |
| GB2290320A (en) | 1994-06-16 | 1995-12-20 | Engineering For Industry Limit | Measurement-while-drilling system for wells |
| US5459697A (en) * | 1994-08-17 | 1995-10-17 | Halliburton Company | MWD surface signal detector having enhanced acoustic detection means |
| US5969638A (en) * | 1998-01-27 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple transducer MWD surface signal processing |
| US6097310A (en) * | 1998-02-03 | 2000-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for mud pulse telemetry in underbalanced drilling systems |
-
2000
- 2000-06-09 GB GB0210840A patent/GB2371582B/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-03-08 AU AU2001237595A patent/AU2001237595A1/en not_active Abandoned
- 2001-03-08 EA EA200200962A patent/EA004467B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-03-08 WO PCT/GB2001/001004 patent/WO2001066911A1/en active Application Filing
- 2001-03-08 US US10/203,366 patent/US7138929B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-09 AU AU2001237615A patent/AU2001237615A1/en not_active Abandoned
- 2001-03-09 US US10/203,367 patent/US7123161B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-09 WO PCT/GB2001/001034 patent/WO2001066912A1/en active Application Filing
-
2002
- 2002-09-09 NO NO20024294A patent/NO323266B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-05-22 NO NO20062301A patent/NO335412B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20062301L (no) | 2002-09-23 |
| WO2001066911A1 (en) | 2001-09-13 |
| EA200200962A1 (ru) | 2003-02-27 |
| GB2371582B (en) | 2003-06-11 |
| US20030151978A1 (en) | 2003-08-14 |
| NO20024294D0 (no) | 2002-09-09 |
| WO2001066912A1 (en) | 2001-09-13 |
| US7138929B2 (en) | 2006-11-21 |
| NO323266B1 (no) | 2007-02-19 |
| NO20024294L (no) | 2002-09-23 |
| GB2371582A (en) | 2002-07-31 |
| US7123161B2 (en) | 2006-10-17 |
| US20030151522A1 (en) | 2003-08-14 |
| GB0210840D0 (en) | 2002-06-19 |
| AU2001237595A1 (en) | 2001-09-17 |
| AU2001237615A1 (en) | 2001-09-17 |
| EA004467B1 (ru) | 2004-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO335412B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for forsterket impulstelemetri under underbalansert boring | |
| JP4960238B2 (ja) | 海底掘削のための遠隔ガスモニタリング装置 | |
| US3839914A (en) | Method and apparatus of determining the density, velocity and viscosity of following fluids | |
| US5163029A (en) | Method for detection of influx gas into a marine riser of an oil or gas rig | |
| CA1057081A (en) | Method and apparatus for determining on-board a heaving vessel the flow rate of drilling fluid flowing out of a wellhole and into a telescoping marine riser connected between the wellhole and vessel | |
| CA2338119C (en) | Method and apparatus for measuring fluid density and determining hole cleaning problems | |
| NO306270B1 (no) | FremgangsmÕte og apparat for Õ detektere innströmning i en brönn under boring | |
| CN111364978B (zh) | 一种井涌井漏监测装置和监测方法 | |
| US5535177A (en) | MWD surface signal detector having enhanced acoustic detection means | |
| GB2246444A (en) | Detecting outflow or inflow of fluid in a wellbore | |
| CN109386279A (zh) | 一种井筒气侵检测方法及系统 | |
| US5515336A (en) | MWD surface signal detector having bypass loop acoustic detection means | |
| NO152024B (no) | Anordning for detektering og maaling paa stedet av et mineralavleiringsfluidum | |
| US11066882B2 (en) | Apparatus and method for early kick detection and loss of drilling mud in oilwell drilling operations | |
| US4299123A (en) | Sonic gas detector for rotary drilling system | |
| Bang et al. | Acoustic gas kick detection with wellhead sonar | |
| Stokka et al. | Gas kick warner-an early gas influx detection method | |
| Li et al. | A new approach for early gas kick detection | |
| GB2360053A (en) | A method and system for mud pulse telemetry through a compressible drilling fluid during underbalanced drilling | |
| EP0584998B1 (en) | Method and device for detecting pressure pulses | |
| Bryant et al. | Field results of an mwd acoustic gas influx detection technique | |
| JPH05503750A (ja) | 坑井の掘削データの音響式伝送方法 | |
| AU2005287856A1 (en) | Remote gas monitoring apparatus for seabed drilling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |