NO339047B1

NO339047B1 - Fremgangsmåte for å kommunisere data i en borebrønn med en borestreng

Info

Publication number: NO339047B1
Application number: NO20043779A
Authority: NO
Inventors: Paul F Rodney; Wallace Reid Gardner; Vimal Vinod Shah; James H Dudley; Dougas M Mcgregor
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2002-02-13
Filing date: 2004-09-09
Publication date: 2016-11-07
Also published as: GB2404682B; BR0307503A; NO20161120L; AU2003211048A1; NO340017B1; GB2404682A; GB0419937D0; CA2476259A1; BR0307503B1; US6909667B2; WO2003069120A2; AU2003211048C1; WO2003069120A3; US20030151977A1; CA2476259C; NO20043779L; AU2003211048B2

Description

Oppfinnelsens område

Den foreliggende oppfinnelse gjelder generelt telemetriutstyr for å over-føre data fra en nedhulls boresammenstilling til overflaten av en brønn under utboringsarbeidene. Nærmere bestemt gjelder foreliggende oppfinnelse generelt fremgangsmåter for å overføre nedhulls måleresultater til brønnens overflate gjennom separate kanaler eller medier.

Beskrivelse av beslektet teknikk

Utvinning av underjordiske hydrokarboner, så som olje og gass, krever vanligvis boring av borehull til en dybde av tusener av meter. I tillegg til en oljerigg på overflaten strekker et borestrengrør seg nedover gjennom borehullet frem til hydrokarbonformasjoner. Borehullet kan også være boret slik at det omfatter horisontale eller tversgående utboringer. Som en følge av dette, krever moderne boreoperasjoner etter petroleum en stor mengde informasjon med hensyn til parametere og tilstander nedhulls. Slik informasjon omfatter typisk særtrekk ved jordformasjoner som gjennombores av borehullet, i tillegg til data som gjelder størrelse og konfigurasjon av selve borehullet. Oppsamling av informasjon som gjelder tilstander nedhulls, hvilket vanligvis betegnes som "logging", kan da utføres ved hjelp av flere metoder. Oljebrønns logging har vært kjent i industrien i mange år og da som en teknikk for å overføre informasjon til en boringsoperatør uavhengig av den spesielle jordformasjon som utboringen finner sted gjennom. Ved vanlig ledningskabellogging i oljebrønn, gir en måleverdigiver eller "sonde" som rommer formasjonsfølere senket ned i borehullet etter at en del eller hele brønnen er blitt utboret, og denne brukes da for å bestemme visse særtrekk ved de formasjoner som er gjennomboret av borehullet. Sonden er opphengt i en elektrisk ledende ledningskabel som er festet til sonden i dens øvre ende. Effekt overføres til følerne og instrumenteringen i sonden gjennom den ledende ledningskabel. På lignende måte kommuniserer instrumentene i sonden informasjon til overflaten ved hjelp av elektriske signaler som overføres gjennom ledningskabelen.

Ett av problemene ved å ta opp nedhulls måleresultater via ledningskabelen er at boresammenstillingen må fjernes eller "trippes" fra det utborede borehull før den ønskede borehulls informasjon kan hentes ut. Dette kan være både tidskrevende og ytterst kostbart, spesielt da i situasjoner hvor en betraktelig del av brønnen er blitt utboret. I denne situasjon må da tusener av meter med rørledning fjernes og stables opp på plattformen (hvis boring til havs). Typisk, blir borerigger leid dag for dag ved betraktelige omkostninger. Følgelig vil kostnaden for utboringen av en brønn være direkte proporsjonal med den tid som kreves for å fullføre utboringsprosessen. Fjerning av tusener av meter rørledning for å føre inn et ledningskabel-loggeverktøy kan da utgjøre en kostnadskrevende prosess.

I tillegg til ønske om å få ut data under selve utboringen for å unngå de komplekse forhold ved å utlede nedhulls måleresultater ved å stoppe utboringen, vil data som samles opp under utboring ha iboende verdi med hensyn til sikkerhet, utboringsavgjørelser (slik som hvor foringen skal plasseres, og forbli rettet mot målet innenfor en formasjon) og kvalitetskontroll.

Som en følge av dette er det blitt lagt øket vekt på oppsamling av data under selve utboringsprosessen. Ved oppsamling og behandling av data under selve utboringsprosessen, uten at det vil være nødvendig å fjerne eller trippe boresammenstillingen for å føre inn et ledningskabel-loggeverktøy, kan bore-operatøren være i stand til å utføre nøyaktige modifikasjoner eller korreksjoner, alt etter behov, for å optimalisere utboringsadferden samtidig som nedkoplingstiden nedsettes til et minimum. Teknikker for å måle forhold nedhulls og bevegelsen og lokaliseringen av boresammenstillingen, samtidig med utboringen av brønnen, er da blitt kjent som teknikker for "måling under utboring" eller "MWD". Lignende teknikker, som har vært mer rettet på måling av formasjonsparametere, er da vanligvis blitt betegnet som teknikker for "logging under utboring" eller "LWD". Skjønt det kan foreligge forskjeller mellom MWD og LWD, blir betegnelsen MWD og LWD ofte brukt slik at de kan utveksles innbyrdes. For de formålene som gjelder for denne fremstilling, vil uttrykket MWD blir brukt med den forståelse at dette uttrykk også omfatter både oppsamling av formasjonsparametere og oppsamling av informasjon som gjelder boresammenstillingens bevegelse og posisjon.

Utboring av olje- og gassbrenner utføres ved hjelp av en streng av bore-rør som er koplet sammen slik at de danner en borestreng. Forbundet med den nedre ende av borestrengen befinner det seg en borkrone. Denne borkrone er satt i rotasjon og utboringen finner sted enten ved å rotere selve borestrengen eller ved bruk av en nedhulls motor nær inntil borkronen, eller ved begge disse fremgangsmåter. Utboringsfluid, som da kalles slam, blir pumpet nedover gjennom borestrengen under høyt trykk og i store volumer (slik som 3000 psi ved linjestrømmen opp til 1400 gallons pr minutt) for å strømme ut gjennom munn-stykker eller i form av væskestråle på borkronen. Slammet vandrer så tilbake oppover borehullet gjennom det ringrom som dannes mellom borestrengens utside og borehullets vegg. På overflaten blir boreslammet renset og derpå resirkulert. Boreslammet brukes til nedkjøling av smøring av borkronen, til å bringe borkaks fra bunnen av utboringen til overflaten, samt for å utbalansere det hydrostatiske trykk i underjordiske formasjoner.

Når oljebrønner eller andre borehull er blitt utboret, er det ofte nødvendig eller ønskelig å bestemme retning og helningen av borkronen og nedhulls motoren slik at denne sammenstilling kan styres i korrekt retning. I tillegg kan informasjon være påkrevd med hensyn til arten av de lag som gjennombores, slik som opplysning om formasjonens resistivitet, porøsitet, densitet samt graden av dens iboende gammastråling. Det er også ofte ønskelig å ha kjennskap til andre nedhulls parametere. Eksempler på dette er temperatur og trykk ved bunnen av borehullet. Når først data er samlet opp ved borehullets bunn, bli disse typisk overført til overflaten for å brukes og analyseres av boreoperatøren.

I MWD-utstyr er sensorer eller omformere typisk plassert ved den nedre

ende av borestrengen, og som da mens utboringen finner sted, kontinuerlig eller intermitterende overvåker forut fastlagte utboringsparametere og formasjonsdata, samt overfører informasjon til en overflatedetektor ved hjelp av telemetri i en eller annen form. Vanligvis er de nedhulls sensorer som benyttes i MWD-anvendelser plassert i et sylinderformet vekt-rør som er plassert nær inntil borkronen. MWD-utstyret utnytter da et telemetrisystem hvori de data som er tatt opp av sensorene blir overført til en mottaker som befinner seg på overflaten.

Innenfor kjent teknikk er det et antall telemetrianordninger som søker å overføre informasjon med hensyn til nedhulls parametere (nedhulls-telemetridata) opp til overflaten uten at dette krever bruk av et ledningskabelverktøy. En forbindelse av nedhulls instrumenteringen ved overflaten ved hjelp av ledningsføring har vist seg å være ytterst kostnadskrevende og upålitelig på grunn av de foreliggende driftspåkjenninger, slik som opprettelse av rørskjøter (slike krever en separat koplingsforbindelse med rørsammenstillingen for hver skjøt), driftsrisiko og de korroderende fluider og høye omgivelsestemperaturer, ofte finnes i brønnen.

Elektromagnetiske stråler er blitt utnyttet til telemetridata fra nede i borehullet til overflaten (og vice-versa). I slikt utstyr blir en strøm enten indusert på borestrengen fra en nedhulls sender, eller et elektrisk potensial blir påtrykket tvers over et isolerende gap i drillens nedhulls parti. Informasjon overføres da fra nede i borehullet ved å modulere denne strøm eller spenning, og som da detekteres på overflaten ved hjelp av sensorer som er i stand til å av-føle elektriske felt og/eller magnetiske felt. I en foretrukket utførelse blir informasjon overført ved faseforskyvning i en bærebølge mellom et antall diskrete fasetilstander. Skjønt borerøret vil gjøre tjeneste som den ledende bane, vil systemtap nesten alltid være dominert av ledningstap inne i jorden, som da også er bærer av den elektromagnetiske stråling. Utstyr av denne art fungerer godt i områder hvor jordens ledningsevne mellom telemetrisenderen og jordoverflaten er ganske lav. Som en tommelfingerregel, vil konduktivitetstapene gjennom et

e*2

homogent parti av jorden variere som , hvor f er utstråling av frekvens angitt i Hz, u er den magnetiske permeabilitet for det medium hvor gjennom strålingsfeltet forplanter seg (typisk, u = 4 tt 10-<7>henry/meter), 6 er med dets ledningsevne (typisk, ,0005 < 6 < 10 mhos/meter og som varierer betraktelig mellom senderen og jordoverflaten). Hvis slikt utstyr skal brukes i nærvær av høye ledningsevneverdier, selv for en del av telemetribanen, vil det være nødvendig å begrense f til meget lave verdier, av størrelsesorden 1 Hz, for det formål å redusere signaltapet til et godtakbart nivå. Når ledningsevnen er gunstig, vil det da være mulig å overskride slampuls-telemetrihastigheter med slikt utstyr, og det kan være mulig å nå opp til omtrent samme overførings-hastigheter som er oppnåelig ved akustiske telemetrisystemer. Slike områder med lav ledningsevne utgjør imidlertid bare en liten andel av de brønner som trenger telemetri under utboring. Representative eksempler på elektromagnetisk telemetrianordninger kan finnes i US-patenter nr. 4.302.757, 4.525.715 og 4.691.203. US-patenter nr. 6.075.462 og 6.160.492, hvis innhold herved tas inn

her som referanse, omhandler elektromagnetisk telemetri generelt samt foretrukket elektromagnetisk telemetriutstyr mer detaljert.

US 4945761 A beskriver en innretning og fremgangsmåte for overføring av data nedenfra et brønnhull til overflaten hvor overføringen kan skje enten med en slambølge generator eller med en kabel som kan gjøres samtidig eller etter hverandre.

US 6144316 A beskriver en elektromagnetisk og akustisk signal repeterer (34) for å kommunisere informasjon mellom overflateutstyr og nedhulls utstyr og

en fremgangsmåte for bruk av nevnte repeter (34) er beskrevet. Nevnte repeterer (34) omfatter en elektromagnetisk mottaker (48) og en akustisk mottaker (49) for henholdsvis å motta og transformere elektromagnetiske inngangssignaler (46) og akustiske inngangssignaler til elektriske signaler som behandles og forsterkes av en elektronikkpakke (50) som genererer et elektrisk utgangssignal som videre-sendes til en elektromagnetisk sender (52) og en akustisk sender (51) for henholdsvis generering av et elektromagnetisk utgangssignal (53) som går ned i jorden, og et akustisk utgangssignal som er akustisk overføres.

Mer vanlig er praksis som går ut på å overføre data ved bruk av trykk-bølger i borefluider, slik som boreslammet eller slampuls/slam-sirene-telemetri. Slampulssystemet eller tilsvarende telemetri frembringer akustiske signaler i det borefluid som sirkuleres undertrykk under borestrengen under utboringsarbeider. Den informasjon som er tatt opp av nedhulls sensorene blir overført ved egnet tidsstyring av dannelsen av trykkpulser i slamstrømmen. Denne informasjon mottas og dekodes av en trykkomformer og datamaskin på overflaten.

I et slamtrykkpulssystem blir boreslamtrykket i borestrengen modulert ved hjelp av en ventil og en reguleringsmekanisme, som da generelt kalles en pulser eller slampulser. Denne pulser er da vanligvis montert i et spesialtilpasset vekt-rør plassert på oversiden av borkronen. De genererte trykkpulser vandrer oppover slamkolonnen inne i borestrengen med en hastighet tilsvarende lydhastigheten i slammet. Alt etter den type borefluid som anvendes, kan denne hastighet da variere mellom omtrent 914 (3000 fot) og 1524 (5000 fot) meter pr sekund. Dataoverføringshastigheten vil imidlertid være forholdsvis langsom på grunn av begrensninger som fremkommer på grunn av pulsspredning, forvrengning, svekking og modulering, samt andre nedbrytende krefter, slik som omgivelsesstøyen i overføringskanalen. En typisk pulstakt vil da være av størrelsesorden omtrent en puls pr sekund (1 Hz). De foretrukne utførelser anvender pulsposisjons-modulering for å overføre data. I en slik pulsposisjons-modulering har alle pulser fastlagt bredde og mellomrommet mellom pulsene er da proporsjonalt ved den dataverdi som skal overføres. Den primære fremgangsmåte som går ut på å øke datatakten i det overførte signal for derved å øke pulsenes middelfrekvens f. Etter hvert som frekvensen f for pulsene øker, vil det imidlertid bli mer og mer vanskelig å skjelne mellom forskjellige nærliggende pulser fordi oppløsningsperioden er blitt for kort. Problemet er da at perioden T for hver enkelt puls har da avtatt proporsjonalt (T = 1/f). Oppløsningen vil derfor avta og opprette problemer med hensyn til deteksjon av innbyrdes nærliggende pulser på overflaten. Et viktigere problem enn interferensen mellom symbolene og som forårsakes av den nedsatte periodetid, er det forhold at svekkingen av slampulsene øker betydelig med frekvensen, slik at etter hvert som man forsøker å øke datatakten, jo mindre signal vil da være tilgjengelig på overflaten. Det utvikler seg da raskt en situasjon hvori signalet ikke kan detekteres etter hvert som man forsøker å øke dataoverføringstakten. Representative eksempler på slampulstelemetrisystemer kan da finnes i US-patenter nr. 3.949.354, 3.958.217, 4.216.536, 4.401.134 og 4.515.225. US-patent nr. 5.586.084, hvis innhold herved tas inn som referanse her, omtaler slam-pulsere generelt og en foretrukket slampulser mer detaljert.

Slamtrykkpulser kan genereres ved åpning og lukking av en ventil nær bunnen av borestrengen, slik at slamstrømmen avgrenses midlertidig. I samsvar ved et antall kjente MWD-verktøy, blir en "negativ" trykkpuls frembrakt i fluidet ved midlertidig åpning av en ventil i vektrøret, slik at noe av borefluidet vil bli ført forbi borkronen, og den åpne ventil muliggjør da direkte kommunikasjon mellom høytrykksfluid inne i borestrengen og fluid ved lavere trykk som returnerer til overflaten gjennom strømningspartiet på utsiden av strengen. Alternativt kan en "positiv" trykkpuls frembringes ved midlertidig å begrense strømningen av borefluid nedover ved delvis å stenge fluidbanen i borestrengen.

Både det positive og det negative slampulssystem genererer typisk basis-båndsignaler. I et forsøk på å øke datatakten og påliteligheten for slampuls-signalet, er også andre teknikker blitt utviklet som et alternativ til de positive eller negative trykkpulser som genereres. Ett tidlig system som er omtalt i US-patent nr. 3.309.656, og som utnytter en nedhulls trykkpulsgenerator eller modulator til å overføre modulerte signaler, og som er i stand til å overføre kodede data i akustiske frekvenser til overflaten gjennom borestrengen eller borefluidet i borestrengen. I dette utstyr og utstyr av lignende art blir de elektriske komponenter nede i borehullet forsynt med effekt fra en nedhulls turbingeneratorenhet, som vanligvis er plassert nedstrøms for modulatorenheten, og som drives av strømmen av borefluid. Anordninger av denne type betegnes vanligvis som slam-sirener. Andre eksempler på slike anordninger kan finnes i US-patenter nr. 3.792.429, 4.785.300 og Re. 29.734. US-patent nr. 5.586.083, hvis innhold herved tas inn her som referanse, omtales slam-sirener generelt samt en foretrukket slam-sirene mer detaljert.

Telemetriutstyr som anvender akustiske sendere i rørstrengen har frem-kommet som en potensiell fremgangsmåte for å øke hastigheten og påliteligheten ved dataoverføring fra nede i borehullet til overflaten. Når den aktiveres av et signal, slik som et påtrykt spenningspotensial fra en sensor, vil en akustisk sender som mekanisk er montert på rørledningen frembringe en spenningsbølge eller akustisk bølge inn på rørledningsstrengen. På grunn av at metallrør er i stand til å forplante spenningsbølger mer effektivt enn borefluider, har akustiske sendere som anvendes i denne konfigurasjon vist seg å være i stand til å overføre data utover 10 BPS (bits enheter pr sekund). Videre kan de akustiske sendere anvendes under alle aspekter av brønnstedsutviklingen, uavhengig om borefluider er tilstede. Eksempler på akustiske sendere omfatter det som er angitt i US-patent nr. 5.703.836, US-patent nr. 5.222.049 og US-patent nr. 4.992.997. US-patent nr. 6.137.747, hvis innhold herved tas inn her som referanse, omtaler akustiske sendere generelt samt detaljert en foretrukket akustisk sender for overføring gjennom borestrengen. Skjønt akustisk telemetri gjennom borestrengen har vært et prosjekt i mange år, har kommersiell suksess, også under ikke-utboringsforhold, bare vært oppnådd forholdsvis nylig. Skjønt flere patenter og publikasjoner gir antydninger om slik telemetri under utboring (se for eksempel US-patent nr. 3.588.804 til Fort, US-patent nr. 4.320.473 til Smither og Vela, og SPE artikkel 8340 fra 1979 og forfattet av Squire og Whitehouse med tittelen "A new approach to drill-string acoustic telemetry"), i tillegg har faktisk en kommersielt vellykket utførelse som gir kommersielt ønskelige båndbredder ennå ikke blitt markedsført. Nærvær av mindre pålitelige alternativer og da ikke mer enn smale båndbredder for akustisk telemetri gjennom borestrengopphengingen understreker da behovet for fremgangsmåten i henhold til foreliggende søknad for å angi hvorledes man best kan optimalisere bruk av foreliggende og pågående utviklinger innenfor dette området.

Sammenfatting av oppfinnelsen

Foreliggende fremstilling gjelder fremgangsmåter for å kommunisere data

i en borebrønn med en borestreng som danner en rørformet kommunikasjonskanal og hvor gjennom boreslam flyter under borearbeider og således danner en slamkommunikasjonskanal og som sammen med jorden danner en elektromagnetisk kommunikasjonskanal. Disse kanaler foreligger enten de faktisk brukes eller ikke av sendere utført for dette formål. De mest foretrukne utførelser omfatter bruk av en første telemetrisender koplet til borestrengen for å overføre en første datastrøm gjennom en første kommunikasjonskanal. I den samme utførelse gir en andre telemetrisender som er koplet til borestrengen brukt for å overføre en andre datastrøm gjennom en andre kommunikasjonskanal. Både den første datastrøm og den andre datastrøm kan tolkes uavhengig av hverandre uten henvisning til data som er overført oppover den andre av kommunikasjonskanalene. I én viss utførelse blir de to datastrømmer overført samtidig, mens i en alternativ utførelse blir de to kanaler ikke brukt samtidig. En ytterligere utførelse kan utnytte en tredje telemetrisender for å sende en tredje datastrøm oppover en tredje kommunikasjonskanal. Denne tredje sender kan da drives samtidig med de andre to sendere eller samtidig med bare én av disse, men ikke samtidig med den andre. De andre kan omfatte slambaserte akustiske telemetrianordninger, rørformbaserte akustiske telemetrianordninger, samt elektromagnetiske telemetriinnretninger, som da henholdsvis kommuniserer oppover slamkanalen, rørkanalen og den elektromagnetiske kanal.

Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å tilveiebringe en fremgangsmåte for å kommunisere data i en borebrønn med en borestreng, ved

bruk av en første telemetrisender koplet til borestrengen for å overføre en første datastrøm gjennom en første kommunikasjonskanal;

bruk av en andre telemetrisender som er koplet til borestrengen for å overføre en andre datastrøm gjennom en andre kommunikasjonskanal;

hvor den første datastrømmen og den andre datastrømmen kan tolkes innbyrdes uavhengig uten henvisning til data som føres oppover den andre av kommunikasjonskanalene, videre innbefattende: bruk av en tredje telemetrisender koplet til borestrengen for å overføre en tredje datastrøm gjennom en tredje kommunikasjonskanal,

hvor denne tredje datastrømmen kan tolkes uavhengig uten henvisning til data som overføres oppover den første og den andre kommunikasjonskanalen.

Kort beskrivelse av tegningene

For en mer detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelse av foreliggende oppfinnelse, vil det nå bli henvist til de vedføyde tegninger, hvorpå: Figur 1 angir en skjematisk skisse av et boreanlegg og dets omgivelse.

Under gangen av følgende beskrivelse vil uttrykkene "oppstrøms" og "nedstrøms" bli brukt for å angi den relative posisjon av visse komponenter i forhold til boreslammets strømningsretning. Når således en enhet er beskrevet som liggende oppstrøms på den annen, er det da ment at boreslammet strømmer først gjennom den første komponent før det strømmer gjennom den andre komponent. På lignende måte blir slike uttrykk som "ovenfor", "over" og "under" brukt til å identifisere den relative posisjon av komponenter i bunnhull-sammen-stillingen i forhold til avstanden til brønnens overflate, målt langs borehulls banen.

Detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelse

Det skal nå henvises til figur 1, hvor det er vist en typisk boreinstallasjon som omfatter en borerigg 10, opprettet på overflaten 12 av brønnen, og som bærer en borestreng 14. Denne borestrengen 14 forløper gjennom et rotasjons-bord 16 og ned i et borehull 18 som er blitt utboret gjennom jordformasjoner 20. Borestrengen 14 omfatter en Kelly-enhet 22 i sin ene ende, et borerør 24 koplet til Kelly-enheten 22 og en bunnhull-sammenstilling 26 (vanligvis vist til som en "BHA") og som er koplet til den nedre ende av borerøret 24. BHA 26 omfatter typisk vekt-rør 28, et MWD-verktøy 30, en borkrone 32 for å trenge gjennom jordformasjoner for å danne borehullet 18. I drift holdes Kelly-enheten 22, borerøret 24 og BHA 26 i rotasjon av rotasjonsbordet 16. Alternativt eller i tillegg til dreiningen av borerøret 24 av rotasjonsbordet 16, og BHA 26 også holdes i rotasjon, slik det vil forstås av en fagkyndig på området, nemlig av en nedhulls motor. Vektrørene anvendes i samsvar med vanlig teknikk for å påføre vekt på borkronen 32 og for å avstive BHA 26, slik at det derved blir mulig for BHA 26 å overføre vekt til borkronen 32 uten ut-knekking. Den vekt som påføres gjennom vektrørene til borkronen 32 gjør det mulig for borkronen å knuse samt skjære ut borkaks fra de underjordiske formasjoner.

Som vist i figur 1, omfatter BHA 26 fortrinnsvis verktøy 30 for måling under utboring (her betegnet som "MWD"), som da kan betraktes som en del av vekt-rørseksjonen 28. Etter hvert som borkronen 32 arbeider, vil betraktelige mengder av borefluid (vanligvis betegnet som "boreslam") bli pumpet av en slam-pumpe 33 fra en slam-grop 34 på overflaten og gjennom Kelly-slangen 37 inn i borerøret 24 og frem til borkronen 32. Boreslammet avgis fra borkronen 32 og fungerer slik at den nedkjøler og smører borkronen, mens det også fører bort borkaks fra jorden og som dannes av borkronen. Etter å ha strømmet gjennom borkronen 32 stiger borefluidet tilbake til overflaten gjennom det ringformede området mellom borerøret 24 og borehulls-veggen 18, hvor det da samles opp og returneres til slamgropen 34 for filtrering.

I den foretrukne utførelse omfatter MWD-verktøyet 30 én eller flere tilstandsresponderende sensorer 39 og 41, som da koplet til hensiktsmessige datakodingskretser, slik som en koder 38, som da i rekkefølge frembringer kodede digitale data-elektriske signaler som representerer de måleresultater som er frembrakt av sensorene 39 og 40. Skjønt bare to sensorer er vist, vil en fagkyndig på området forstå at et mindre eller større antall sensorer kan anvendes uten avvik fra foreliggende oppfinnelses grunnprinsipper. Disse sensorer er valgt og tilpasset i samsvar med fordringene for vedkommende spesielle bore-arbeide, for da å kunne måle slike nedhulls parametere som nedhulls trykk, temperaturen, resistivitet eller konduktivitet for boreslammet eller jordformasjonene, samt jord-formasjonens densitet og porøsitet, så vel som å måle forskjellige andre nedhullstilstander i samsvar med kjente teknikker. Se generelt "State of the Art in MWD," International MWD Society (19. januar 1993).

Den sirkulerende kolonne av boreslam som strømmer gjennom borestrengen kan også fungere som et medium for å overføre akustiske bølgesignaler i form av trykkpulser, og som overfører informasjon fra MWD-verktøyet 30 til overflaten. Bruk av boreslam som et medium for akustisk kommunikasjon vil heretter bli angitt som slambasert telemetri og den dannede kommunikasjonskanal for slik telemetri vil i det følgende bli betegnet som slamkanalen. Som omtalt ovenfor, er flere anordninger kjent innenfor fagområdet for bruk i kommunikasjon som går ut på å bruke slamkanalen. Kollektivt vil disse bli betegnet som slambaserte telemetrianordninger. To hovedgrupper av slike anordninger er da slam-pulsere og slam-sirener, som atter er av den art som er beskrevet ovenfor og som vil forstås av fagkyndige innenfor området. Disse anordninger fungerer typisk innenfor en enkelt kanal (skjønt flere kanaler også er mulig, for eksempel én kommunikasjonsstrøm basert på positive trykkpulser og en uavhengig andre strøm basert på negative trykkpulser, men hvor da begge disse vandrer gjennom ett og samme medium) og som løpende overfører data i dette felt med en hastighet på omkring 1-3 bit enheter pr sekund. I laboratorieomgivelser vil slike anordninger være i stand til løpende å overføre data i en hastighet på omkring 8-15 bit enheter pr sekund og teoretisk vil slike innretninger kunne overføre data i en takt på 15-20 bit enheter pr sekund.

Selve borestrengen (borerøret 24 og de komponenter som sammenkopler og danner bro mellom avsnitt av borerøret på sin vei tilbake til overflaten) kan også fungere som et medium for å overføre akustiske bølgesignaler, som da fremfører informasjon fra MWD-verktøyet 30 til overflaten. Fortrinnsvis er da disse bølger spenningsbølger som vandrer i det metalliske akustiske overførings-medium som dannes av rørenhetene. Bruk av borestrengen selv som medium for akustisk kommunikasjon vil i det følgende bli henvist til som rørformbasert telemetri og den tilsvarende kommunikasjonskanal som er opprettet for slik telemetri vil i det følgende bli betegnet som den rørformede kanal. Disse anordninger kan da fungere som flere kanaler, men gjennom ett og samme medium. For å benyttes i denne fremstilling vil kommunikasjoner gjennom samme medium bli betegnet som kommunikasjoner gjennom kanaler for dette medium. Telemetrianordninger vil løpende kunne overføre data i dette felt med en hastighet på 6-10 bit enheter pr sekund. I laboratorieomgivelser vil slike anordninger kunne løpende overføre data i en hastighet på omkring 6-16 bit enheter pr sekund og teoretisk vil slike anordninger kunne overføre data i en takt på 100 bit enheter pr sekund pr kanal inne i mediet. Ett eksempel på en slik anordning omfatter bruk av en piezo-elektrisk stakk for å sende spenningsbølger gjennom det metalliske akustiske overføringsmedium som dannes av rørenhetene. Et alternativt eksempel på en slik anordning omfatter bruk av et magnetostriktivt element for å sende spenningsbølger gjennom det metalliske akustiske transmisjonsmedium som utgjøres av rørenhetene.

Både slambaserte telemetrisystemer og rørform baserte telemetrisystemer kan da betraktes som akustiske telemetrianordninger. I disse systemer blir elektriske signaler omformet til akustiske bølger (enten i form av trykkbølger oppover slamkanalen eller spenningsbølger oppover den rørformede kanal). Mottakerne på overflaten er på lignende måte akustiske omformere, som da omformer de akustiske bølger tilbake til elektriske signaler. De akustiske omformere som sender signalet tilbake til overflaten blir da betegnet som akustiske sendere. De akustiske omformere som mottar signalet på overflaten blir da betegnet som akustiske mottakere. Når det gjelder denne fremstilling omfatter en akustisk omformer både en slambasert telemetrianordning og en rørenhet basert telemetrianordning.

Skjønt det er ikke spesielt vist, så vil i tillegg til de akustiske telemetrimetoder (rørformbasert telemetri og slambasert telemetri), også elektromagnetiske telemetrimetoder bli anvendt, slik som omtalt ovenfor. I dette tilfellet fungerer jorden som et medium for overføring av elektromagnetiske bølgesignaler, som da fører informasjon fra MWD-verktøyet 30 til overflaten. For en slik utførelse kan en elektromagnetisk telemetriinnretning også være integrert inn i MWD-verktøyet 30, enten da i stedet for én av de akustiske telemetriinnretninger eller i tillegg til vedkommende akustiske telemetriinnretninger. Bølgene vandrer da gjennom jorden og delvis gjennom borestrengen, foringen eller andre gjenstander som befinner seg i jorden og som, i forbindelse med denne fremstilling, kollektivt betegnes som jord. Bruk av jorden som medium for elektromagnetisk kommunikasjon vil i det følgende bli betegnet som elektromagnetisk telemetri og den kommunikasjonskanal som er dannet for slik telemetri vil i det følgende bli betegnet som den elektromagnetiske kanal. Disse anordninger kan da fungere på flere kanaler, men gjennom det samme medium. Elektromagnetiske telemetrianordninger vil løpende kunne overføre data i dette felt i en takt på omkring 3-5 bit enheter pr sekund. I laboratorieomgivelser vil slike anordninger for tiden være i stand til å overføre data i en takt på omkring 50 bit enheter pr sekund og teoretisk vil slike anordninger kunne overføre data i en hastighet på 50 bit enheter pr sekund og pr kanal inne i mediet.

Et elektromagnetisk telemetrisystem utnytter typisk elektromagnetiske sendere og elektromagnetiske mottakere som da henholdsvis sender ut og mottar elektromagnetiske bølger (også betegnet som elektromagnetisk stråling).

I forbindelse med denne fremstilling vil akustiske sendere og elektromagnetiske sendere kollektivt bli betegnet som telemetrisendere, mens akustiske mottakere og elektromagnetiske mottakere kollektivt vil bli betegnet som telemetrimottakere, og akustiske telemetrianordninger og elektromagnetiske telemetrianordninger vil kollektivt bli betegnet som telemetrianordninger.

I den foretrukne utførelse omfatter MWD-verktøyet 30 både en rørform-basert telemetrianordning 50 og en slambasert telemetrianordning 52. Angitt på en annen måte, omfatter MWD-verktøyet 30 en akustisk omformer som sender ut data ved bruk av den rørformede kanal og en separat akustisk omformer som overfører data ved bruk av slamkanalen. Når de separate omformere ikke angis som inkludert i MWD-verktøyet, innebærer ikke dette at de nødvendigvis er koplet til hverandre eller til og med at det bare befinner seg andre elementer i verktøyet mellom vedkommende omformere. I denne fremstilling angir nærvær av samme verktøy bare at omformerne er koplet til hverandre enten ved direkte sammenkopling eller indirekte gjennom andre komponenter i verktøyet eller gjennom selve borestrengen. Samtlige elementer i MWD-verktøyet er faktisk vanligvis koplet til borestrengen. De separate omformere er da plassert sammen inne i borehullet når borestrengen blir sendt ned i borehullet og blir sammen fjernet fra borehullet hvis borestrengen fjernes. Ved å utgjøre en del av samme funksjonelle verktøy, kan hver av omformerne, begge disse eller ingen av dem brukes uten behov for å fjerne borestrengen eller behov for å sende ned en kveilbar rørledning eller ledningskabel-innretning eller på annen måte fjerne eller tilføre ytterligere elementer nedover borehullet. I en alternativ utførelse kan MWD-verktøyet 30 omfatte både en akustisk telemetrianordning (slik som en rørformbasert telemetrianordning 50 eller en slambasert telemetrianordning 52) og en elektromagnetisk telemetrianordning eller kan eventuelt omfatte mer enn én akustisk telemetriinnretning (slik som både en rørformbasert telemetrianordning 50 og en slambasert telemetrianordning 52) samt en elektromagnetisk telemetrianordning.

MWD-verktøyet 30 er fortrinnsvis plassert så nær inntil borkronen 32 som praktisk mulig. I den mest foretrukne orientering er den rørformbaserte telemetrianordning 50 plassert oppstrøms for den slambaserte telemetrianordning 52, som befinner seg oppstrøms for sensorene 39 og 41. Skjønt dette er den foretrukne innstilling, kan denne innstilling modifiseres på mange forskjellige måter som vil kjennes av en fagkyndig på området. Spesielt kan da sensorene plasseres på forskjellige steder som ville være mest hensiktsmessige for på mest mulig nøyaktig og pålitelig måte å avføle de attributter som de hver for seg er beregnet for. Som antatt ovenfor, blir to sensorer brukt som et eksempel, men et hvilket som helst antall sensorer kan brukes for å detektere forskjellige attributter eller egenskaper.

De akustiske sendere blir selektivt drevet i samsvar med den data-kodede elektriske utgang fra koderen 38 for da å generere tilsvarende kodet akustisk bølgesignal. Med flere akustiske sendere, vil det enten foreligge en separat koder 38 for hver omformer eller alternativt i en enkelt koder 38 med flere utganger, nemlig med en utgang for hver sender. Dette akustiske signal blir så overført til brønnoverflaten gjennom mediet for den spesifikke omformer og i form av en rekke akustiske signaler i form av trykkpulser eller spenningspulser, som da fortrinnsvis er kodet som binære uttrykk for måledata som angir nedhulls bore-parametere og formasjonsegenskaper som er utmålt av sensorene 39 og 41. Disse binære fremstillinger er fortrinnsvis frembrakt ved bruk av modulasjonsteknikker på en akustisk bærebølge, innbefattet amplitude-, frekvens- eller fase-forskyvnings-modulasjon. Nærvær eller fravær av modulasjon innenfor et bestemt tidsintervall eller overførings-bit enhet blir fortrinnsvis brukt for å angi en binær "0"-verdi eller en binær "1 "-verdi i samsvar med vanlige teknikker. Når disse trykkpuls-signaler mottas på overflaten, blir de detektert, dekodet og omformet til meningsfulle data ved hjelp av en vanlig akustisk signaldetektor (ikke vist). Elektromagnetiske sendere kan på lignende måte fungere slik at de genererer elektromagnetiske bølgesignaler i samsvar med utgangen fra en separat koder 38 eller fra én av flere utganger fra en enkelt koder 38.

Signaler som representerer måleresultater frembrakt av de forskjellige sensorer blir generert og kan da lagres i MWD-verktøyet 30. Mer vanlig, og spesielt når samtidig overføring er vanskelig eller upålitelig, vil data fra de forskjellige sensorer bli lagret i MWD-verktøyet 30 i en digital form. Signaler blir så generert ut i fra de lagrede data av koderen 38 forut for overføringen. Noen av eller alle signaler kan også rettes gjennom én av kommunikasjonskanalene til akustiske mottakere koplet til vedkommende kanal på eller nær jordoverflaten 12, hvor da signalene blir behandlet og analysert.

De akustiske signaler som genereres av omformerne foreligger typisk i form av sinusbølger eller diskrete pulser. Én mulig teknikk er å påføre frekvensmodulasjon (også betegnet som frekvensforskyvningsnøkling eller "FSK"). Over-føringen av akustiske signaler er vanligvis delt opp i flere tidsintervaller (som hver da har samme varighet på for eksempel ett sekund). Nærvær av et 600 Hz signal (for eksempel i motsetning til et 1000 Hz signal) under et bestemt overføringsintervall eller "bit enhet" vil da kunne angi enten en digital "0"-verdi eller en digital "1"-verdi, alt etter ønske. Alternativt kan tre eller flere bestemte frekvensnivåer kunne brukes til å kunne kode vedkommende data på én av tre måter for å øke den hastighet hvorved data kan overføres. En annen teknikk som kan benyttes i forbindelse med foreliggende oppfinnelse er å kode nedhulls informasjon på bærersignalet ved bruk av amplitudemodulasjon. Enda en annen teknikk som kan anvendes for å kode informasjon på bærersignalet er å fase forskyve det akustiske signal (også betegnet som faseforskyvningsnøkling eller "PSK"). Ved faseforskyvningsnøkling med kontinuerlige sinusbølger kan da faseforandringen bli kodet som en binær "1 "-verdi, mens fravær av en faseforandring vil kunne representere en binær "0"-verdi. Som en fagkyndig på området vil forstå, vil også andre modulasjonsteknikker, innbefattet kvadratur-amplitudemodulasjon (QAM), også kunne anvendes i tillegg til de teknikker som er angitt å kode nedhulls informasjon på bærersignalet.

For å øke datatakten kan bærersignalet moduleres ved bruk av forskjellige kombinasjoner av modulasjonsteknikker. Således kan for eksempel både frekvensmodulasjon og amplitudemodulasjon anvendes for å øke den informasjonsmengde som kan overføres under hvert tidsintervall (eller overført bit enhet). Bruk av to modulasjonsformer (som hver har to tilstander) vil da effektivt fordoble den overførte datatakt, nemlig ved å frembringe fire mulige verdier (2<2>= 4) for hvert tidsintervall, i stedet for bare to mulige verdier for vedkommende intervall.

Overføringen av informasjon fra nede i borehullet i boreomgivelser opp-retter interessante utfordringer og valg. Tradisjonelt har bruk av slambasert telemetri vært den mest pålitelige måte å kommunisere informasjonen på nede fra borehullet. Slambaserte telemetrianordninger gir imidlertid en forholdsvis en smal båndbredde for informasjon (både praktisk og teoretisk) og det vil være betydelig mer informasjon som kunne vært ønskelig på basis av sann tid eller nesten sann tid. I tillegg kan slambaserte telemetriinnretninger bare fungere når slammet strømmer. Slam vil strømme under selve boringen, og kan eventuelt også strømme når ikke utboring finner sted, men under selve utboringsprosesser vil det være tidspunkter hvor både utboring og slamstrømning blir stoppet. For eksempel i det tilfellet en ny rørlengde legges til borestrengen et sted mellom hvert 15. til 30. minutt for relativt myke formasjoner og til hver time eller mer for harde eller vanskelige formasjoner. Fraværet av boreaktiviteten reduserer støyet nedhulls og gir da en mulighet for vesentlig forbedret båndbredde for enhver kanal, samtidig som tilgjengeligheten fjernes til én av de mest pålitelige kommunikasjonskanaler.

Rørformbasert telemetri er sammenligningsvis bare relativt sent med hell tatt i bruk på kommersielt nivå. Skjønt den gir mulighet for vesentlig høyere båndbredder, er slik kanal imidlertid også meget mindre pålitelig, delvis på grunn av den intense og ikke alltid forutsigbare støy som genereres av selve bore-prosessen, men også ut i fra de utfordringer som ligger i å nøyaktig motta og filtrere et signal som passerer gjennom et medium med en rekke noe uforutsig-bare overganger i skjøtene mellom de forskjellige rørlengder som er anordnet ovenpå hverandre oppover hele borestrengen. På den annen side er overføring opp gjennom rørledningen ikke begrenset til den tid slam strømmer, og den opp-når også høyere og mer pålitelige båndbredder når den utføres i fravær av aktivt bore-arbeide. En annen tilnærmelse til bruk av overføring gjennom rørledningen er å bruke en variabel datatakt, nemlig én viss takt under utboring og en annen når ikke utboring finner sted. På lignende måte, og som omtalt i bakgrunn vil ett av formålene for rørledningsbasert telemetri være å søke og bruke forskjellige passbånd eller frekvensområder ved lavere svekkinger. Nærvær eller fravær av aktiv utboring kan ligge an for bruk av forskjellige passbånd ved forskjellige driftstilstander. Fravær av aktiv utboring kan også i tillegg muliggjøre bruk av større antall passbånd, slik at det derved frembringes en større potensiell båndbredde for kommunikasjon.

Lik som rørledningsbaserte telemetrisystemer, vil elektromagnetiske telemetrisystemer for tiden synes å være mindre pålitelige, men har i den senere tid gjort betraktelige fremskritt, særlig i forbindelse med visse gunstige strukturer. Lik som de rørledningsbaserte systemer vil elektromagnetisk telemetri være i stand til å fungere i situasjoner hvor slambasert telemetri ikke kan finne sted, for eksempel når slam ikke strømmer eller ved underbalanserte utboringsomgivelser (slik som ved utboring med skum) hvor borefluider med lavere densitet enten har sterkt redusert båndbredde eller ingen i det hele tatt for slambasert telemetri. Elektromagnetiske telemetrisystemer finner anvendelse på områder med utstrakt lav ledningsevne, skumutboringsanvendelser (hvor da slampulstelemetri vanskelig kan anvendes), samt i systemer som krever telemetri når slampumpene ikke er i drift. Elektromagnetisk telemetri kan da brukes med fordel i kombinasjon med slambasert eller rørledningsbasert telemetri. I mange tilfeller, og spesielt da med slambasert telemetri, vil dette kunne effektivt fordoble dataoverføringstakten.

Den foreliggende fremstilling angir flere fremgangsmåter for å velge og overføre informasjon fra nedhulls stedet ved bruk av en kombinasjon av slambasert telemetri, rørledningsbasert telemetri og elektromagnetisk telemetri for å oppnå forbedrede resultater og dra fordel av de muligheter som foreligger ut i fra forskjellene mellom de forskjellige kommunikasjonskanaler.

Fremgangsmåte med vekslende kanaler

En første metode er rettet på hvorledes informasjon kan overføres mer pålitelig og vedvarende samt med en høyere kombinert effektiv datahastighet under utboringsprosessen. Data overføres fra nedhulls steder ved hjelp av slam basert telemetri under en prosess som gjelder aktiv utboring, og kan også over-føres ved hjelp av slik slambasert telemetri når det foreligger pause under utboringen, all den stund slamstrømningen opprettholdes. Det fremkommer imidlertid omstendigheter hvorunder det er ønskelig å stoppe slamstrømningen, men likevel motta data uten å sende ned et ytterligere verktøy. Den normale utboringsprosess hvor en rørlengde legges til borestrengen utgjør da en slik særegen omstendighet.

Et ytterligere eksempel er måling av borebrønnstilstander når fluid-sirkulasjonsutstyret ikke pumper. Et spesielt eksempel på denne fremgangsmåte læres da ut i US 6.296.056 med tittelen "Subsurface Measurement Apparatus, System, and Process for Improved Well Drilling, Control, and Production" som da er overdratt til søkerne, men også andre måleprosesser eller utprøvninger som utføres under et avbrudd i utboringen eller i slamstrømningen vil da kunne kjennes av fagkyndige på området, slik som utførelse av overvåkingsmålinger nedhulls uten noen utboring eller slamstrømning til å forstyrre disse målinger. Under slike omstendigheter kan en utprøver i sann tid være montert på borestrengen, men visse prøveprosesser kan ikke kjøres under utboring eller heller ikke under slamstrømning. Hvis slambasert telemetri er det eneste alternativ, så vil i det tilfellet utboringen stoppes og utprøvningene kjøres, ingen data fra utprøvningene bli overført (eller hvis slamstrømning foreligger, men båndbredden er utilstrekkelig, ikke samtlige data). Da den informasjon som ønskes for styring av normale utboringsprosesser tar opp størstedelen, hvis ikke hele den tilgjengelige båndbredde ved slambaserte kommunikasjoner, så vil i det tilfelle informasjon fra utprøvningen ønskes raskt og ikke kan overføres fullstendig (eller overføres i det hele tatt hvis slam ikke strømmer under utprøvningen) så vil det etter ferdig utført utprøvning foreligge en periode hvor slam strømmer gjennom systemet uten bevegelse fremover sammen med selve utboringen, gjøre det mulig for den slambaserte sender å sende tilbake de ønskede utprøvningsdata ved full båndbredde. I en slik situasjon vil det bare etter at de ønskede utprøvningsdata er fullt ut overført foreligge en båndbredde for de normale MWD-data som brukes under selve utboringen, slik at utboringen kan begynne. Ikke bare blir vedkommende data forsinket ved å vente på at slammet skal strømme, men også selve utboringen vil bli forsinket for å la vedkommende data bli overført, slik at hele båndbredden er klar for den fullstendige MWD-informasjon som brukes for styring og målretting av utboringsprosessen.

På den annen side vil rørledningsbasert telemetri kunne fungere bedre uten tilsatsstøyen fra slampumpingen eller utboringen og er da ideelt egnet for overføring av formasjonsevalueringsdata med høy båndbredde, av den art som kan frembringes ved hjelp av en tester, mens selve utprøvningen finner sted. På lignende måte er utførelse av elektromagnetisk telemetri ikke sterkt avhengig av nærvær eller fravær av strømning under utboring, men har noe bedre vilkår uten utboring og uten strømning. Bruk av en rørledningsbasert telemetrianordning og en slambasert telemetrianordning som begge er installert på den nedre ende av en og samme borestreng (også angitt her som å utgjøre en del av samme verktøy, hvilket da kan angis som kombinert telemetriverktøy) muliggjør bruk av begge kanaler uten behov for å trippe borestrengen eller rigge ned ytterligere kommunikasjonsutstyr ved hjelp av ledningskabel eller kveilbar rørledning. Den rørledningsbaserte telemetrianordning vil således kunne overføre under utprøvning i tilfeller når den slambaserte anordning ikke vil være i stand til å utføre dette, hvilket da kan gi fordeler både i forbindelse med tidligere tilgang til vedkommende informasjon og tidligere gjenopptatt utboring (da det ikke vil foreligge noen periode med slamstrømning uten utboring som ellers vil være nødvendig for å kommunisere informasjon ved bruk av den slambaserte anordning). Lignende forhold gjelder ved bruk av en elektromagnetisk telemetrianordning og en slambasert telemetrianordning som begge er installert ved den nedre ende av en og samme borestreng. Alternativt kan samtlige tre telemetrianordninger være installert og både rørledningsbasert telemetri og elektromagnetisk telemetri kan da anvendes mens utboringen var stoppet, og vil da gi tilgjengelig båndbredde i begge kanaler.

I den foretrukne utførelse blir nedhulls data sendt oppover slamkanalen under utboring ved bruk av den slambaserte telemetrianordning verktøyet med kombinert telemetri. Når ikke utboring finner sted, blir nedhulls data sendt oppover rørledningskanalen med bruk av den rørledningsbaserte telemetrianordning i samme verktøy. I en alternativ utførelse blir, mens slam strømmer, nedhulls data sendt oppover slamkanalen ved bruk av den slambaserte telemetrianordning verktøyet med kombinert telemetri. I en ytterligere variant vil nedhulls data kunne sendes opp langs rørledningskanalen ved bruk av den rørledningsbaserte telemetrianordning i samme verktøy, idet tilfellet slam ikke strømmer. Bruk av de separate anordninger må være strengt enten/eller (hvis én av dem brukes så anvendes ikke den andre) hvilket da er den mer foretrukne fremgangsmåte i denne utførelse. Alternativt kan begge anordninger være i drift når ikke utboring finner sted, men mens slam fremdeles strømmer. Teoretisk sett og som praktisert i andre alternative fremgangsmåter som vil bli omtalt nedenfor, vil den rørledningsbaserte telemetrianordning kunne være i drift hele tiden, men for denne fremgangsmåte vil den spesielt være i stand til å opprette kommunikasjon når den slambaserte telemetrianordning ikke er i stand til dette.

I en annen alternativ utførelse vil en elektromagnetisk telemetrianordning kunne erstatte den rørledningsbaserte telemetrianordning i de forskjellige utførelser som er beskrevet ovenfor. På lignende måte vil en elektromagnetisk telemetrianordning kunne erstatte den slambaserte telemetrianordning i de forskjellige utførelser som er beskrevet ovenfor. I et annet alternativ, kan en elektromagnetisk telemetrianordning legges til det kombinerte verktøy og nedhulls data kan da sendes oppover den elektromagnetiske kanal enten hele tiden, nemlig når utboring finner sted eller ikke finner sted, idet tilfellet slam strømmer, eller når slam ikke strømmer, i samsvar med bruken av kanalene for de øvre anordninger.

De data som overføres kan da omfatte hvilke som helst av de forskjellige data-former som er omtalt ovenfor og som det vil forstås av fagkyndige på området som ønskelige å sendes nedenfra borehullet. Det er å foretrekke å sende data som fullstendig pakker oppover en enkelt kanal. I denne sammenheng behøver ikke data å brytes ned til to separate komponenter som da må legges sammen eller omkodes for å evaluere vedkommende data i seg selv. Skjønt en som overvåker en enkelt kanal ikke vil være i stand til å se samtlige data, vil vedkommende være i stand til å se og tolke de data som velges å sendes ut over vedkommende kanal (hvilket vil si temperaturavlesninger, trykkavlesninger, posisjonsavlesninger eller en sammenstilling av alle tre, men ikke noen del av en temperaturavlesning som krever bruk av den andre kanal for å fullføre overføringen av temperaturavlesningen). Det kan således være en kontinuerlig evne til formasjonsstrømning ved bruk av hver kanal i sin mest pålitelige og funksjonelle modus. Ved kombinasjon inn i et enkelt verktøy ved den nedre ende av borestrengen vil dette tillate samlet oppsamling og utsendelse av data (både med strømmende slam og uten strømning) og da uten behov for å trekke borestrengen opp eller sende ned ytterligere utstyrspakker.

Hovedkanalmetoden og metoden med dataprøvekanal

En andre metode forsøker å dra fordel av den potensielt større båndbredde for rørledningskanalen og/eller den elektromagnetiske kanal mens deres pålitelighetsforhold tas i betraktning. Tradisjonell bruk av rørlednings-kanalen for telemetri møter på større vanskeligheter ved økende støy. Ved å bruke en borestreng, vil det være færre operasjoner som er mer støyende enn selve utboringsprosessen. Dette er særlig opprivende hvis vedkommende data er blitt komprimert, selv om dette ikke er tilfellet kan synkroniseringen gå tapt på rørledningskanalen (en akustisk bredbåndskanal oppover borestrengen) hvilket fører til tap av data og tid mens denne kanal gjenvinnes. For å løse dette problemet utnytter den andre fremgangsmåte slamkanalen (en mer pålitelig smalbåndkanal) for å sende opp valgte duplikatdata for eksempel én av hver gruppe på ti dataelementer som overføres av bredbåndskanalen). Hvis så bredbåndskanalen går tapt, så kan det være en raskere gjenvinning når den spesifikke datapulje (eller innenfor et antall lik x (for eksempel 10) av den spesifikke pulje) hvori vedkommende feil oppstod kan identifiseres og kryss-korreleres ved akustiske telemetridata. Denne krysskorrelering av data kan utføres ved bruk av et dataantall eller tidsstempel, eller eventuelt en lignende anordning innleiret med de data som overføres. Slik som ved den metoden med vekslende kanaler er det atter å foretrekke å sende fullstendige datapakker oppover i en enkelt kanal istedenfor separate partier av kodede data. Vedkommende prøvedata er separate, skjønt dupliserte elementer av data som gir slik informasjon som kan brukes til å analysere, gjenvinne og potensielt redde data som sendes opp langs rørledningskanalen.

I sin foretrukne utførelse vil denne fremgangsmåten være i stand til å sende nedhulls data oppover en viss kanal (fortrinnsvis rørledningskanalen) ved bruk av en akustisk omformer (fortrinnsvis en rørledningsbasert telemetrianordning). Samtidig blir valgte elementer av de overført data sendt i duplikat oppover den andre kanal (fortrinnsvis slamkanalen) ved bruk av en akustisk omformer (fortrinnsvis en slambasert telemetrianordning). Begge kanaler sender da fullstendige dataelementer uavhengig av hverandre, og kanalene kan da leses og tolkes hver for seg. De data som overføres av den mer pålitelige kanal, en som har lavere båndbredde kan også brukes for å opprette en rask og stabil ressurs for å frembringe et bilde på hvorledes vedkommende data utvikler seg selv om de ikke gir en stor datamengde for analyse. De kontrolldata som tilføres av den andre kanal kan da fortrinnsvis også brukes for å forbedre gjenvinning når den første kanal faller ut på grunn av støy, synkronisering eller andre årsaker. Forbedret gjenvinning kan da omfatte raskere identifisering av en feil så vel som en identifisering nærmere det faktiske element hvor feilen oppstod.

Skjønt den foretrukne utførelse bruker rørledningskanalen som den primære eller bredbåndkanal og slamkanalen som smalbåndskanal for kontrolldata, vil mange av de samme gunstige forhold kunne oppnås ut i fra en hvilken som helst situasjon hvor to innbyrdes uavhengige kanaler for kommunikasjon er tilgjengelig. For eksempel i det tilfellet hvor to kanaler blir brukt til innbyrdes uavhengig å dekke de forskjellige strømmer av data nede fra borehullet, skjønt dette ikke er å foretrekke, også fører kontrolldata (som krever lavere båndbredde) som har sammenheng med enten en viss datastrøm eller flere slike datastrømmer på den andre kanal. En kanal kan således bringes til å føre en enkelt multiplekset strøm av data som da er sammensatt ved å multiplekse en strøm av primærdata og en strøm av kontrolldata. I alle tilfeller vil vedkommende data eller datastrømmer som kommuniseres være av lignende art som de som er beskrevet i forbindelse med både metoden med vekslende kanaler ovenfor eller den angitte datavalgmetode nedenfor.

Bruk av kontrolldata på denne måte kan frembringe forbedret evne til raskere å gjenvinne signalsynkroniseringen og også til å identifisere og gjenvinne noen av de data som er gått tapt mer effektivt. Lignende fordeler vil kunne oppnås ved bruk av den elektromagnetiske kanal som primærkanal og slamkanalen som kontrolldatakanal, eller ved å bruke den rørledningsbaserte kanal som primærkanal og den elektromagnetiske kanal som kontrolldatakanal. Alternativt vil samtlige tre kanaler kunne anvendes ved visse kombinasjoner fra den ene av disse til samtlige for å fremføre en strøm av primærdata og en strøm som overfører kontrolldata fra et forskjellig primærdatasett, slik som omtalt i forbindelse med to kanaler ovenfor.

Styringskanalmetoden og logg-kanalmetoden

En tredje metode er rettet på de problemer som foreligger i forbindelse med å få ut alle eller så mange som mulig av de ønskede data fra nede i borehullet på den mest effektive og pålitelige måte. En konstant utfordring med utboring er den stadig økende raffinering og kompleksitet for de datatyper som kan utledes og fremgangsmåter for å bruke disse for å forbedre utboringen og eventuelt produksjon av hydrokarboner. For å forbedre båndbredden, kan flere innbyrdes uavhengige kanaler brukes for å overføre forskjellige datastrømmer. Fortrinnsvis kan en rørledningsbasert telemetrianordning drives i kombinasjon med en slambasert telemetrianordning i samme verktøy (hvilket vil si at de koplet til en og samme borestreng) i arbeider som omfatter ønskede data (vanligvis data av LWD-type) som overskrider kapasiteten eller den pålitelige kapasitet for den slambaserte telemetrianordning. Alternativt vil en elektromagnetisk telemetrianordning drives i kombinasjon med én av eller begge de beskrevne akustiske telemetrianordninger. For best å kunne dra fordel av kanalenes særtrekk, vil den mest foretrukne fremgangsmåte være å sikte på å overføre de kritiske data (prioritetsdata) gjennom den mer pålitelige kanal, men som har lavere båndbredde, mens de mer båndbreddeintensive data som er mindre kritiske (slik som LWD-formasjonsevalueringsdata) ved bruk av den mindre pålitelige kanal som arbeider med høyere båndbredder.

De forskjellige nedhulls datastrømmer som er tilgjengelige for måling og overføring kan da grupperes ved bruk av følgende betegnelser. Prioritetsdata som er omtalt ovenfor omfatter både styringsdata og sikkerhetsdata. Sikkerhetsdata er da data som brukes for å bidra til å frembringe tidlig deteksjon av potensielle nødtilstander i utboringsprosessen. Disse data behøver ikke å ta opp noen vesentlig båndbredde, men kan gi kritisk varslingstid til å unngå problemer i stor skala som da setter i fare nedhullsomgivelsene, utboringsutstyret eller mennesker som håndterer utboringen på stedet. Et antall tilstander kan utvikles nede i borehullet, og som da vil kunne raskt skade nedhulls utstyret hvis de ikke tas hånd om raskt. Disse kan ligge i områder fra utblåsninger som kan overvåkes ved bruk av trykk og temperaturavlesninger på forhold som har sammenheng med selve nedhulls utstyret. Mange av disse forhold kan antas på forhånd ved kontinuerlig måling av nedhulls vibrasjoner langs borestrengen og i to retninger vinkelrett over andre i det plan som forløper vinkelrett på borestrengen. Når disse tilstander blir påvist, vil det være ønskelig å sende ut et signal til overflaten og som fastlegger vedkommende tilstand og eventuelle relevante parametere. For eksempel fra kraftige laterale borestrengvibrasjoner kan raskt ødelegge samlingen av nedhulls sensorer. Slike kan lett detekteres ved å undersøke utgangssignalene fra akselerometeret i planet vinkelrett på borestrengen. En annen tilstand, kjent som "virvel" kan føre til skade på boreutstyret og sensorrekken. I tillegg til en flaggvarsling angående forekomsten av virvel, blir virvelens frekvens også sendt ved telemetri til overflaten. En annen tilstand som lett kan skade nedhulls utstyr er den som går under betegnelsen "feste/slippe"-tilstanden (denne kalles også "slippe/feste"). Dette er en tilstand hvori borestrengen stopper å rotere i en viss tidsperiode, og derpå plutselig bryter løs fra de krefter som holdt strengen fast, hvilket da fører til kraftig vibrasjon og mulig fråkopling i rørledningens forbindelsespunkter. Ett av sett av data som kan bidra til mange av disse borestrengrelaterte sikkerhetsforhold er da data fra akselerometeret som er plassert ved eller i nærheten av vektrøret. Sikkerhetsdata kan således omfatte trykkavlesninger og akselerometeravlesninger så vel som andre data som har sammenheng med utboringssikkerheten og som vil være kjent av fagkyndige på området.

I forbindelse med denne fremstilling, er retningsstyringsdata summarisk angitt som informasjon angående borkronen og selve borestrengen. Denne omfatter informasjon angående borehulls orientering (vanligvis under betegnelsene helning og asimut), vinkelorienteringen av verktøyet inne i borehullet (verktøyfronten eller verktøyfrontens toppside), borkronens posisjon og den bane som den har tilbakelagt (også kollektivt betegnet som plassering og orientering av borkronen). I forbindelse med denne fremstilling, vil informasjon som angår de omgivelser hvori sensorene befinner seg bli angitt som formasjonsstyringsdata. Denne informasjon brukes til å finne ut hvor borkronen befinner seg inne i formasjonen og til en viss grad grensene for de forskjellige formasjoner etter hvert som borkronen nærmer seg disse. I forbindelse med denne fremstilling omfatter begrepet grunnleggende formasjonsstyringsdata trykk og temperatur. Visse formasjonsdata som vil bli omtalt nedenfor vil kunne ha forskjellige måledybder som kan tas opp der hvor en enkel avbildning kan mottas innenfor et visst avlesningsnivå sammen med ytterligere data fra andre avlesningsnivåer og som frembringer mer vesentlig informasjon for mer omfattende analyse. Fremstående formasjonsstyringsdata kan da omfatte avlesninger av grunnivå resistivitet, ledningsevneavlesninger på basisnivå eller til og med kjernemagnetisk resonansavlesninger i nivå I. Disse typer data blir også typisk betegnet som geostyrings-data. Som et spesifikt eksempel kan dette loggeverktøy som avbilder magnetisk resonans utvikle både T1-data og T2-data, hvor da T1-data vil kunne sendes i prioritetskanalen som fremstående formasjonsstyringsdata, mens T2-data overføres på den sekundære kanal som formasjonsevalueringsdata. I visse systemer kan det være tilstrekkelig båndbredde for å overføre disse fremstående formasjonsstyringsdata i prioritetskanalen, mens i andre vil fokuseringen forbli på de øvre styringsdata og sikkerhetsdata, hvor da enten grunnleggende formasjonsstyringsdata eller til og med ingen formasjonsstyringsdata i det hele tatt kommuniseres oppover i prioritetskanalen. Formasjonsstyringsdata omfatter grunnleggende formasjonsstyringsdata og fremstående formasjonsstyringsdata. Styringsdata omfatter formasjonsstyringsdata og retningsstyringsdata. Prioritetsdata omfatter sikkerhetsdata og styringsdata.

I tillegg til data som brukes for å styre selve borkronen, kan data også

brukes til å evaluere formasjonen for fremtidig produksjon samt for evaluering av utboringsanstrengelsene opp til vedkommende målepunkt. Dette kan utføres ved bruk av formasjons-testere, som da omfatter utprøving i sann tid, typisk da under pauser i utboringen. Det kan også gjøres ved å bruke sensorpakker som er aktive under selve utboringen. Dette betegnes da her kollektivt som formasjonsevalueringsdata og kan omfatte informasjon som direkte eller indirekte gjelder formasjonens densitet eller porøsitet samt sammensetning, trykk og bevegelighet for formasjonsfluider, så vel som data som tar i betraktning formasjonens prosjekterte produktivitet, slik som strømning og gjenvinning av hydrokarboner.

Spesifikke eksempler kan da omfatte forskjellige typer avlesninger av naturlig gammastråling, resistivitetsavlesninger, nøytronporøsitetsavlesninger, densitets-avlesninger, trykkbølge- og skjærbølgeavlesninger, avlesninger av magnetisk resonans og spinn-ekko, poretrykkavlesninger og loggeavlesninger av magnetisk resonansavbildning. Formasjonsevalueringsdata kan også omfatte forskjellige typer dataoppsamlinger, slik det erkjennes av fagkyndige innenfor området. Datadensiteten er vanligvis større i slike tilfeller, hvilket da krever høyere båndbredde for overføring, men er mindre umiddelbart tidskritisk. En stor del av disse data er tradisjonelt blitt lagret i nedhulls hukommelse i samsvar med de tilkoplende sensorer og som kan utvinnes til enhver tid borestrengen trippes, hvilket i blant behøver spesielle anstrengelser for å trekke borestrengen for det formål å ta opp disse logger. En versjon med lavere båndbredde for disse logger er da betegnet som kvaliteten av de logge-data som utgjør en punkt-prøvning av vedkommende data ved å gå inn i logger eller andre datasamlinger og som kan anvendes for rask evaluering for å sikre at gode logger er blitt utbedret. Hvis kvaliteten av logge-data utgjør et problem, vil dette gi anvisning på forhånd om at anstrengelse burde gjøres for å løse dette problemet, som ellers ville videreføres ubemerket inntil borestrengen er blitt trukket opp og loggeenhetene gjenvunnet, hvilket gir potensiell sløsing av tid og anstrengelser, samtidig som man helt unødvendig mister muligheten for gode logge-data. Når eventuelt formasjonsevalueringsdata kan overføres i mer komplett form, slik som under avbrudd i utboringen, og angir da mengden av lagrede og samlede data i stedet for den prøving som opprettes av loggedatakvaliteten.

Sending eller overføring av én av disse definerte klasser av data innebærer sending av data som faller innenfor denne klasse og krever nødvendigvis ikke utsending av samtlige typer av data som vil kunne falle innenfor denne klasse. Som ved de øvre omtalte metoder, foretrekkes det å sende dataelementer som fullstendige pakker innenfor én kanal, og som da kan avleses og tolkes uten referanse til en annen kommunikasjonskanal.

I sin mest foretrukne utførelse blir en første telemetrisender (fortrinnsvis en akustisk omformer, eller aller helst et slambasert akustisk telemetrianordning, men alternativt en elektromagnetisk telemetrianordning) brukt til å oversende prioritetsdata og logg kvalitetsdata oppover en første kanal (den prioriterte kanal, som fortrinnsvis er en akustisk kanal, og aller helst en slamkanal, et alternativ kan være den elektromagnetiske kanal), mens en andre telemetrisender (fortrinnsvis en akustisk omformer, eller aller helst en rørlengdebasert akustisk telemetrianordning, men alternativt kan være en elektromagnetisk telemetrianordning) som også er festet til borestrengen brukes for å overføre størstedelen av formasjonsevalueringsdata oppover en andre kanal (den andre kanal eller logg-kanalen eller evalueringskanalen, som fortrinnsvis er en akustisk kanal, men aller helst en rørledningskanal, men alternativt kan være den elektromagnetiske kanal). I en annen utførelse blir den første telemetrisender brukt til å overføre styringsdata og logg kvalitetsdata oppover en første kanal (fortrinnsvis en akustisk kanal, men helst slamkanalen, men alternativt kan være den elektromagnetiske kanal), mens en andre akustisk sender som også er festet til borestrengen brukes til å overføre størstedelen av formasjonsevalueringsdata oppover en andre kanal (fortrinnsvis en akustisk kanal, men helst rørlednings-kanalen, men alternativt kan være den elektromagnetiske kanal). I støy-fylte omgivelser, spesielt under utboring, kan den sekundære kanal ha varierende båndbredde (spesielt i det tilfelle den sekundære kanal utgjøres av rørlednings-kanalen) og kan eventuelt ikke være i stand til å fullføre overføring i sann tid av samtlige logger for alle formasjonsevalueringsdata. Likevel i den mest foretrukne utførelse blir størstedelen av (i det minste 50%, fortrinnsvis minst 70% og aller helst minst 90%) av formasjonsevalueringsdata samlet opp eller størstedelen av hver av de valgte strømmer av formasjonsevalueringsdata som er samlet opp sendt oppover den andre kanal. Som kort angitt i alternativet ovenfor, kan den elektromagnetiske kanal brukes til å erstatte enten slamkanalens rolle som prioritetskanal eller rørledningskanalens rolle som sekundær kanal. I en annen alternativ utførelse vil den elektromagnetiske kanal kunne brukes samtidig som begge akustiske kanaler, hvor da den elektromagnetiske kanal gjør tjeneste som en ytterligere sekundær kanal. I dette tilfellet vil størstedelen av hver av de valgte strømmer av formasjonsevalueringsdata kunne sendes oppover én sekundær kanal, mens størstedelen av hver i et forskjellig sett av valgte strømmer av formasjonsevalueringsdata vil kunne sendes oppover den andre sekundære kanal.

Et antall alternative metoder kan også anvendes alt etter omfanget av

ønskede data, støyomfanget, omgivelsenes kompleksitet og andre optimaliser-ingstrekk. For eksempel kan en slambasert telemetrianordning eller en elektromagnetisk telemetrianordning brukes for å overføre retningsstyringsdata, grunnleggende formasjonsdata eller fremstående formasjonsdata, hver for seg eller i kombinasjon. På lignende måte kan en rørledningsbasert telemetrianordning eller en elektromagnetisk telemetrianordning bli brukt for å overføre loggkvalitetsdata, spesielt hvor et betraktelig antall logger er blitt kjørt under en bestemt prosess. Test-rør-data vil kunne spesielt overføres ved bruk av rørledningskanalen eller anvendelse av den elektromagnetiske kanal. I visse tilfeller, spesielt ved enkle logger, vil visse fullstendige formasjonsevaluerings-strømmer kunne overføres ved bruk av slamkanalen, enten alene eller i kombinasjon med styringsdata. I alle tilfeller blir to eller til og med tre kanaler fortrinnsvis brukt samtidig for å kommunisere distinkte og uavhengige data-strømmer fra den nedre ende av borebrønnen.

Claims

1. Fremgangsmåte for å kommunisere data i en borebrønn med en borestreng,karakterisert vedat den omfatter: bruk av en første telemetrisender koplet til borestrengen for å overføre en første datastrøm gjennom en første kommunikasjonskanal; bruk av en andre telemetrisender som er koplet til borestrengen for å overføre en andre datastrøm gjennom en andre kommunikasjonskanal; hvor den første datastrømmen og den andre datastrømmen kan tolkes innbyrdes uavhengig uten henvisning til data som føres oppover den andre av kommunikasjonskanalene, videre innbefattende: bruk av en tredje telemetrisender koplet til borestrengen for å overføre en tredje datastrøm gjennom en tredje kommunikasjonskanal, hvor denne tredje datastrømmen kan tolkes uavhengig uten henvisning til data som overføres oppover den første og den andre kommunikasjonskanalen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen og den andre telemetrisenderen sender sine data samtidig.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen og den andre den andre telemetrisender ikke overføre data samtidig.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetri senderen og andre telemetrisenderen og den tredje telemetrisenderen sender sine data samtidig.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen er en slambasert akustisk telemetrianordning og andre telemetrisenderen er en rørlednings basert akustisk telemetrianordning.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen er en slambasert akustisk telemetrianordning og andre telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning og andre telemetrisenderen er en rørledningsbasert basert akustisk telemetrianordning.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første telemetrisenderen er en slambasert akustisk telemetrienhet; den andre telemetrisenderen er en rørled-ningsbasert akustisk telemetrienhet; og den tredje telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den andre telemetrisenderen og den tredje telemetrisenderen sender sine data samtidig, og der den første telemetrisenderen ikke overfører data på samme tid som den andre telemetrisenderen og den tredje telemetrisenderen.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor den første telemetrisenderen er en slambasert akustisk telemetrianordning; den andre telemetrisenderen er en rørlednings basert akustisk telemetrianordning; og den tredje telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor jord danner en elektromagnetisk kommunikasjonskanalen og som har en borestreng som danner en rørlednings kommunikasjonskanal og gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner som danner en slam kommunikasjonskanal, innbefattende: ved hjelp av en slambasert akustisk telemetrianordning koplet til borestrengen for å sende data gjennom slamkanalen når slamm strømmer; bruk av en rørlednings basert akustisk telemetrianordning koplet til borestrengen for å overføre data gjennom den rørlednings kanalen når aktiv boring ikke finner sted; og bruk av en elektromagnetisk telemetrianordning koplet til borestrengen for å overføre data gjennom den elektromagnetiske kanalen når aktiv boring ikke finner sted.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor den slambasert telemetrianordning bare brukes når aktiv boringen finner sted.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor den rørlednings baserte akustisk telemetrianordningen brukes bare når aktiv boring ikke finner sted.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor den elektromagnetiske telemetrianordningen og den rørlednings baserte akustisk telemetrianordningen bare brukes når slammet ikke strømmer.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor dataene til enhver tid blir kommunisert ved hjelp av enten bare den slambaserte akustisk telemetrianordningen eller bare i det minste en av den rørlednings baserte akustisk telemetrianordningen og den elektromagnetiske telemetrianordning.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor datakommunikasjonen veksler mellom kommunikasjon ved hjelp av den slambasert telemetrianordningen gjennom slamkanalen når slammet strømmer og kommunikasjon ved hjelp av minst en av den elektromagnetisk telemetrianordning gjennom elektromagnetiske kanalen og den rørledningsbasert telemetri anordningen gjennom rørlednings kanalen når slammet ikke strømmer.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor datakommunikasjonen veksler mellom kommunikasjon ved hjelp av den slambasert telemetrianordningen gjennom slamkanalen når slammet strømmer og kommunikasjon ved hjelp av både den elektromagnetisk telemetrianordningen gjennom det elektromagnetiske kanalen og den rørledningsbasert telemetrianordningen via rørlednings kanalen når slammet ikke flyter.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor datakommunikasjonen veksler mellom kommunikasjon ved hjelp av den slambasert telemetrianordningen gjennom slamkanalen når aktiv boring finner sted, og kommunikasjon ved hjelp av minst en av den elektromagnetisk telemetrianordning gjennom den elektromagnetiske kanalen og den rørlednings baserte telemetrianordning gjennom rørlednings kanalen når aktiv boring ikke finner sted.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor datakommunikasjonen veksler mellom kommunikasjon ved hjelp av den slambasert telemetrianordningen gjennom slamkanalen når aktiv boring finner sted, og kommunikasjon ved hjelp av både den elektromagnetisk telemetrianordningen gjennom den elektromagnetiske kanalen og den rørlednings basert telemetrianordningen gjennom rørlednings kanalen når aktiv boring ikke finner sted.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor en borestreng gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner er anordnet, hvor den andre datastrømmen omfatter valgte dupliserte elementer fra den første datastrømmen, og hvor hver datastrøm og slike elementer hver kan tolkes uavhengig uten henvisning til data som er ført opp den andre av kommunikasjonskanalene.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor fremgangsmåten er for å kommunisere data i et brønnhull med en borestreng som danner en rørlednings basert kommunikasjonskanal og gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner, og hvor jorden danner en elektromagnetisk kommunikasjonskanal, hvor: den første telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning og den første kommunikasjonskanalen er den elektromagnetiske kanalen; og den andre telemetrisender er en rørlednings basert telemetrianordning og den andre kommunikasjonskanalen er den rørlednings kanalen.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor fremgangsmåten er for å kommunisere data i et brønnhull med en borestreng gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner som danner en slambasert kommunikasjonskanal, og hvor jorden danner en elektromagnetisk kommunikasjonskanal, hvor: den første telemetrisenderen er en slambasert akustisk telemetrianordning og den første kommunikasjonskanaler er slamkanalen; og den andre telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning og den første kommunikasjonskanal er den elektromagnetiske kanalen.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor den første strøm av data omfatter størstedelen av formasjonsevalueringsdata som samles inn.

24. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor de valgte duplisert elementene fra den første datastrømmen omfatter en sampling av elementer fra den første datastrømmen.

25. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor de valgte duplisert elementene fra den første datastrøm omfatter et duplikat av hvert tiende element fra den første datastrømmen.

26. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor den første datastrømmen omfatter i det minste to multipleksede datastrømmer; hvor den andre datastrømmen omfatter i det minste to multipleksede datastrømmer; hvor en første av de multipleksede strømmer av den andre datastrømmen omfatter valgte dupliseres elementer fra en første av de multipleksede strømmer i den første datastrømmen; og hvor en andre av de multipleksede strømmer av den første datastrøm omfatter valgte dupliseres elementer fra en andre av de multipleksede strømmer i den andre datastrømmen.

27. Fremgangsmåte ifølge krav 20, hvor fremgangsmåten er for å kommunisere data i et brønnhull med en borestreng som danner en rørformet kommunikasjonskanal og gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner som danner en slam kommunikasjonskanal, hvor: den første telemetrisenderen er en første akustisk transduser; og den andre telemetrisenderen er en andre akustisk transduser.

28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, hvor den første akustiske transduseren er et rørlednings basert telemetrianordning og den første kommunikasjonskanalen er rørlednings kanalen; og hvor den andre akustiske transduseren er en slam basert telemetrianordning og den andre kommunikasjonskanalen er slamkanalen.

29. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor datastrømmen kommunisert opp slamkanalen omfatter valgte dupliserte elementer av nevnte første datastrøm og styredata.

30. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor datastrømmen kommunisert opp slamkanalen omfatter valget duplisert elementer av nevnte første datastrøm og sikkerhetsdata.

31. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor den første strømmen av data omfatter det meste av en valgt strøm av formasjonsevalueringsdata som samles inn.

32. Fremgangsmåte ifølge krav 28, hvor datastrømmen kommunisert opp slamkanalen omfatter valgte duplisert elementer av nevnte første datastrøm og prioritetsdata.

33. Fremgangsmåte ifølge krav 32, hvor samplingen av elementer er en ut av ti elementer.

34. Fremgangsmåte ifølge karv 1, for å kommunisere data i et brønnhull med en borestreng som danner en rørformet kommunikasjonskanal og gjennom hvilken boreslam strømmer under boreoperasjoner som danner en slam kommunikasjonskanal, og hvor jorden danner en elektromagnetisk kommunikasjonskanalen,karakterisert ved bruk av en første telemetrisender koblet til borestrengen for å sende en første samling av data gjennom en prioritets kommunikasjonskanal, hvor den første samlingen av data omfatter prioritetsdata; bruk av en andre telemetrisender koblet til borestrengen for å overføre en andre samling av data via en sekundær kommunikasjonskanal, hvor den andre samlingen av data omfatter formasjonsevalueringsdata; hvor hver samling av data tolkes uavhengig tolkes uten henvisning til data som er ført opp den andre av kommunikasjonskanalene; videre innbefattende: bruk av en tredje telemetrisender koblet til borestrengen for å overføre en tredje samling av data via en tredje kommunikasjonskanal, hvor den tredje samlingen av data omfatter formasjonsevalueringsdata; og hvor den tredje samling av data er tolkes uavhengig uten henvisning til data som er ført opp en av de øvrige kommunikasjonskanaler.

35. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første telemetrisenderen er en elektromagnetisk telemetrianordning og den prioriterte kommunikasjonskanalen er den elektromagnetiske kanalen; og den andre telemetrisender er en rørlednings basert telemetrianordning og den andre kommunikasjonskanalen er rørlednings kanalen.

36. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første telemetrisenderen er en slam basert telemetrianordning og den prioriterte kommunikasjonskanalen er slam kanalen; og den andre telemetri-ender er en elektromagnetisk telemetrianordning og den andre kommunikasjonskanalen er den elektromagnetiske kanalen.

37. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første samlingen av data som kommuniseres gjennom prioritets kanalen innbefatter sikkerhetsdata.

38. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første samlingen av data som kommuniseres gjennom prioritets kanalen innbefatter videre kvaliteten av loggdata.

39. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor formasjonsevalueringsdataene som er formidlet gjennom den andre kanalen innbefatter formasjonstest data.

40. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor formasjonsevalueringsdataene som er formidlet gjennom rørlednings kanalen innbefatter majoriteten fra en valgt strøm av formasjonsevalueringsdata som samles inn.

41. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor formasjonsevalueringsdataene som er formidlet gjennom rørlednings kanalen innbefatter majoriteten av formasjonsevalueringsdata som samles inn.

42. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første samlingen av data som kommuniseres gjennom prioritetskanalen omfatter det meste av en valgt strøm av formasjonsevalueringsdata som samles inn.

43. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor de data som kommuniseres gjennom den andre kanalen i det vesentlige består av formasjonsevalueringsdata.

44. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor de data som kommuniseres gjennom prioritetskanalen i det vesentlige består av prioritetsdata og kvaliteten av loggdata.

45. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor de data som kommuniseres gjennom prioritetskanalen vesentlig består av prioritetsdata.

46. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første samlingen av data som kommuniseres gjennom prioritetskanalen omfatter styringsdata.

47. Fremgangsmåte ifølge krav 46, hvor de styredata som er formidlet gjennom prioritetskanalen omfatter retningsstyredata.

48. Fremgangsmåte ifølge krav 46, hvor de styredata som er formidlet gjennom prioritets kanalen innbefatter formasjonsstyrings data.

49. Fremgangsmåte ifølge krav 34, hvor den første telemetrisenderen er en første akustisk transduser; og den andre telemetrisenderen er en annen akustisk transduser.

50. Fremgangsmåte ifølge krav 49, hvor den første akustiske transduseren er en slam basert telemetrianordning og den prioriterte kommunikasjonskanalen er slam kanalen; og hvor den andre akustiske transduseren er en rørlednings basert telemetrianordning og den andre kommunikasjonskanalen er rørlednings kanalen.

51. Fremgangsmåte ifølge krav 50, hvor den slambasert telemetrianordningen er en slampulser.

52. Fremgangsmåte ifølge krav 50, hvor den slambasert telemetrianordningen er en slamsirene.

53. Fremgangsmåte ifølge krav 50, hvor den rørledningsbaserte telemetrianordningen omfatter en piezoelektrisk stabel.

54. Fremgangsmåte ifølge krav 50, hvor den rørledningsbaserte telemetrianordningen omfatter et magnetostriktivt element.