NO342371B1 - Sanntidsprosessering av nedihulls data på jordoverflaten - Google Patents

Abstract

Det er beskrevet en fremgangsmåte og en anordning for styring av oljebrønn boreutstyr. En eller flere sensorer er fordelt i oljebrønn boreutstyret. Hver sensor frembringer et signal. En prosessor på overflaten koblet til den ene eller flere sensorer via et høyhastighets kommunikasjonsmedium mottar signalene fra den ene eller flere sensorer via høyhastighets kommunikasjonsmediet. Overflateprosessoren er plassert på eller nær jordens overflate. Overflateprosessoren inkluderer et program for å prosessere de mottatte signaler og frembringe et eller flere styringssignaler. Systemet inkluderer ett eller flere kontrollerbare elementer fordelt i oljebrønn boreutstyret. Det ene eller flere kontrollerbare elementer reagerer på det ene eller flere styringssignaler.

Description

Sanntidsprosessering av nedhullsdata på overflaten

Bakgrunn

Etter hvert som oljebrønnboring blir mer og mer kompleks, øker viktigheten av å opprettholde kontroll over så mye av boreutstyret som mulig.

Kortfattet beskrivelse av tegningene

Figur 1 viser et system for sanntidsprosessering av nedhullsdata fra overflaten.

Figur 2 viser en logisk representasjon av et system for sanntidsprosessering av nedhullsdata på overflaten.

Figur 3 viser et dataflytdiagram for systemer for sanntidsprosessering av nedhullsdata på overflaten.

Figur 4 viser et blokkdiagram av en sensormodul.

Figur 5 viser et blokkdiagram for en kontrollerbar elementmodul.

Figur 6 og 7 viser blokkdiagrammer over grensesnitt til kommunikasjonsmediene.

Figur 8 – 14 viser dataflytdiagrammer for systemer for sanntidsprosessering av nedhullsdata på overflaten.

Detaljert beskrivelse

Som vist i figur 1 omfatter oljebrønn boreutstyr 100 (forenklet for lettere forståelse) et boretårn 105, boregulv 110, heisverk 115 (skjematisk representert av borevaieren og løpeblokken), krok 120, svivel 125, kelly-ledd 130, rotasjonsbor 135, borerør 140, vektrør 145, ett eller flere LWD-verktøy 150, samt borekrone 155. Boreslam blir injisert inn i svivelen av en borefluid tilførselslinje (ikke vist). Boreslammet passerer gjennom kelly-leddet 130, borerør 140, vektrørene 145 og LWD-verktøyene 150, og kommer ut gjennom strålerør eller dyser i borekronen 155. Borefluidet flyter så opp ringrommet mellom borerøret og veggen av borehullet 160. En slam-returlinje 165 returnerer slam fra borehullet 160 og sirkulerer det til en slamgrop (ikke vist) og tilbake til slamtilførselslinjen (ikke vist). Kombinasjon av vektrøret 145, LWD-verktøyene 150, og borekrone 155 er kjent som bunnhull sammenstillingen (bottomhole assembly-BHA). I en utførelse av oppfinnelsen omfatter borestrengen alle de rørformede elementer fra jordens overflate til kronen, inkludert BHA-elementene. I rotasjonsboring kan rotasjonsboret 135 tilveiebringe rotasjon til borestrengen, eller alternativt kan borestrengen roteres via en toppdrivsammenstilling. Uttrykket ”koble” eller ”kobles” som brukes her er ment å bety enten en indirekte eller direkte forbindelse. Hvis derfor en første innretning kobles til en andre innretning kan denne forbindelse være gjennom en direkte forbindelse, eller gjennom en indirekte elektrisk forbindelse via andre innretninger og forbindelser.

Et antall nedhulls sensormoduler og nedhulls kontrollerbare elementmoduler 170 er fordelt langs borestrengen 140, idet fordelingen avhenger av typen sensor eller typen nedhulls kontrollerbart element. Andre nedhulls sensormoduler og nedhulls kontrollerbare elementemoduler 175 er plassert i vektrøret 145 eller LWD-verktøyene. Andre nedhulls sensormoduler og nedhulls kontrollerbare elementmoduler 140 er plassert i kronen 180. Nedhullssensorene inkorporert i nedhulls sensormodulene, som diskutert nedenfor, inkluderer akustiske sensorer, magnetiske sensorer, gravitasjonsfelt sensorer, gyroskop, kalipere, elektroder, gamma-stråle detektorer, tetthetssensorer, nøytronsensorer, dip-metere, resitivitetssensorer, avbildningssensorer, vekt på krone, dreiemoment på krone, bøyemoment ved krone, vibrasjonssensorer, rotasjonssensorer, gjennomtrengningshastighetssensorer (eller WOB, TOB, BOB, vibrasjonssensorer, rotasjonssensorer eller gjennomtrengningshastighetssensorer fordelt langs borestrengen) og andre sensorer nyttige ved brønnlogging og brønnboring. Nedhulls kontrollerbare elementer inkorporert i nedhulls kontrollerbare elementmoduler, som diskutert nedenfor, inkluderer transdusere slik som akustiske transdusere, eller andre former for transmittere, slik som røntgenkilder, gammastråle kilder, og nøytron kilder og aktuatorer som ventiler, åpninger (ports), bremser, clutcher, drivanordninger(thrusters), støtdempere(bumper subs), utvidbare stabilisatorer, utvidbare valser, utvidbare føtter, osv. For å gjøre det klart, selv sensormoduler som ikke omfatter en aktiv kilde kan fremdeles for formålene heri betraktes å være kontrollerbare elementer. Foretrukne utførelser av mange av sensorene diskutert ovenfor og i det etterfølgende kan inkludere kontrollerbare innsamlingsattributter slik som filterparametere, dynamisk område, forsterkning, dempning, oppløsning, tidsvindu eller datapunkttelling for innsamling, datahastighet for innsamling, midling, eller synkronisering av datainnsamling med relaterte parametere (for eksempel asimut). Styring og variasjon av slike parametere forbedrer kvaliteten av de individuelle målinger og tillatter et mye rikere datasett for forbedret tolkning. I tillegg kan måten som en bestemt sensormodul kommuniserer med være kontrollerbar. En bestemt sensormoduls datahastighet, oppløsning, rekkefølge, prioritet eller andre parametere for kommunikasjon over kommunikasjonsmediene (diskutert nedenfor) kan kontrolleres bevisst, i hvilke tilfelle denne sensor også betraktes som et kontrollert element for hensiktene heri.

Sensormodulene og nedhulls kontrollerbare elementmoduler kommuniserer med en sanntidsprosessor 185 på overflaten gjennom kommunikasjonsmedier 190.

Kommunikasjonsmediene kan være en vaier, en kabel, en bølgeleder, en fiber eller ethvert annet medium som tillater høye datahastigheter. Kommunikasjon over kommunikasjonsmediet 190 kan være i form av nettverkskommunikasjon, som for eksempel bruker internett, hvor hver av sensormodulene og nedhulls kontrollerbare elementmoduler kan adresseres individuelt eller i grupper. Alternativt kan kommunikasjon være punkt-til-punkt. Uansett hvilken form den tar, gir kommunikasjonsmediet 190 høy hastighets datakommunikasjon mellom innretningene i borehullet 160 og en eller flere sanntidsprosessorer på overflaten. Fortrinnsvis er kommunikasjons- og adresseringsprotokollene av en type som ikke er regnemessig intensiv, for å bruke et relativt minimalt maskinvarekrav dedikert nedhulls til kommunikasjon og adresseringsfunksjoner, som diskutert videre nedenfor.

Sanntidsprosessoren 185 på overflaten kan ha datakommunikasjon, via kommunikasjonsmedier 190 eller via en annen rute, med sensormoduler på overflaten og kontrollerbare elementmoduler 195 på overflaten. Overflatesensorene som er inkorporert i overflate sensormodulene som diskutert nedenfor, kan for eksempel inkludere sensorer for krokvekt (for vekt på krone) og rotasjonshastighetssensorer. De kontrollerbare elementer på overflaten, som er inkorporert inn i de kontrollerbare elementmoduler på overflaten, som diskutert nedenfor, inkluderer for eksempel kontroller for heiseverket 115 og rotasjonsboret 135.

Sanntidsprosessoren 185 på overflaten kan også inkludere en terminal 197, som kan ha evner som strekker fra de til en dum terminal til en arbeidsstasjon. Terminalen 197 tillatter en bruker å samvirke med sanntidsprosessoren 185 på overflaten. Terminalen 197 kan være lokal til sanntidsprosessoren 185 på overflaten eller den kan være fjerntliggende plassert i kommunikasjon med sanntidsprosessoren 185 på overflaten via telefon, celledelt nettverk, satellitt, internett, et annet nettverk, eller enhver kombinasjon av disse.

Oljebrønnboreutstyret kan også inkludere en kraftkilde 198. Kraftkilde 198 er vist i figur 1 å være valgfritt plassert for å bibringe ideen at kraftkilden kan være (a) plassert på overflaten med overflateprosessoren, (b) plassert i borehullet, eller (c) fordelt langs borestrengen eller en kombinasjon av disse konfigureringer. Hvis den er på overflaten kan kraftkilden være det lokale strømnett, en generator eller et batteri. Hvis den er i borehullet kan kraftkilden være en vekselstrømgenerator, som kan brukes til å konvertere energien i slammet som strømmer igjennom borestrengen til elektrisk energi, eller den kan være en eller flere batterier eller andre energilagringsinnretninger. Strøm kan genereres nedhulls ved bruk av en turbin drevet av slamstrømmen eller ved for eksempel å utnytte trykkforskjell til å sette en fjær.

Som illustrert ved det logiske skjemaet av systemet i figur 2, tilveiebringer høyhastighets kommunikasjonsmediet 190 høyhastighets kommunikasjon mellom overflatesensorene og kontrollerbare elementer 195, og/eller nedhulls sensormoduler og kontrollerbare elementmoduler 170, 175, 180, og sanntidsprosessoren 185 på overflaten. I noen tilfeller kan kommunikasjon fra en nedhulls sensormodul eller kontrollerbart elementmodul 215 videresendes gjennom en annen nedhulls sensormodul eller nedhulls kontrollerbar elementmodul 220. Linken mellom de to nedhulls sensormoduler eller nedhulls kontrollerbare elementmoduler 215 og 220 kan være del av kommunikasjonsmediet 190. Tilsvarende kan kommunikasjon fra en overflate sensormodul elle overflate kontrollerbart elementmodul 205 videresendes gjennom en annen overflate sensormodul eller overflate kontrollerbar elementmodul 210. Linken mellom de to overflatesensormoduler eller overflate kontrollerbar elementmoduler 205 og 210 kan være del av kommunikasjonsmediet 190.

Høyhastighets kommunikasjonsmediet 190 kan vær enn enkelt kommunikasjonsbane eller den kan være mer enn en. For eksempel kan en kommunikasjonsbane, for eksempel kabling, knytte overflatesensorene og kontrollerbare elementer 195 til sanntidsprosessoren 185 på overflaten. En annen, for eksempel kablet rør (wired pipe), kan knytte nedhullssensorene og kontrollerbare elementer 170, 175, 180 til sanntidsprosessoren 185 på overflaten.

Kommunikasjonsmediet 190er merket ”høyhastighet” i figur 2. Denne designasjon indikerer at kommunikasjonsmediet 190 operer på en hastighet tilstrekkelig for å tillate sanntidsstyring, for eksempel ved strenghastighet, gjennom sanntidsprosessoren 185 på overflaten, av overflate kontrollerbare elementer og nedhulls kontrollerbare elementer basert på signaler fra overflatesensorer og overflate kontrollerbare elementer. Generelt tilveiebringer høyhastighetskommunikasjonsmediet 190 kommunikasjon ved en hastighet større enn den tilveiebrakt av slamtelemetri, akustisk telemetri eller elektromagnetisk (EM) telemetri. I noen eksempelvise systemer blir høyhastighetskommunikasjon tilveiebrakt ved kablet rør, som ved tiden for innlevering var i stand til å sende data ved en hastighet til omtrent 1 megabyte per sekund. Betraktelig høyere datahastigheter forventes i fremtiden og faller innen omfanget av denne beskrivelse og vedføyde krav. Det innses at mekaniske forbindelser mellom segmenter av kommunikasjonsbanen, adressering og andre administrasjonsfunksjoner, og andre praktiske implementeringsfaktorer kan redusere den faktiske datahastighet som oppnås vesentlig fra disse megabyte idealer. Så lenge de effektive datatransmisjonshastigheter er vesentlig høyere enn de som er tilgjengelige gjennom slam, akustisk, og EM telemetri (det vil si vesentlig over 10-100 Hz) og tilstrekkelig for de nye måle- og kontrollformål som overveies her, anses de for denne søknads hensikter å være ”høyhastighet”. For mange av måle- og kontrollformålene som her betraktes, ville en 1000 Hz datahastighet oppfylle disse krav. Likeledes er utrykket ”sanntid” som brukt her for å beskrive forskjellige prosesser ment å ha en operasjonsmessig og kontekstmessig definisjon knyttet til de bestemte prosesser, idet slike prosesstrinn er tilstekkelig betimelig for å forenkle den bestemt nye måling eller kontrollprosess som her fokuseres på. For eksempel i sammenheng med et borerør som roteres ved 120 omdreininger per minutt (RPM), og en forbedret måleprosess for å tilveiebringe asimutsmessig oppløsning av 5 grader, ville en ”sanntids” serie av prosesstrinn opptre betimelig i sammenheng med 1/144 delen av et sekunds varighet for denne 5 graders rotasjon.

I en utførelse av oppfinnelsen blir utgangene fra sensorene sendt til sanntidsprosessoren på overflaten i en bestemt sekvens, i andre utførelser av oppfinnelsen er transmisjonen av utgangene fra sensorene til sanntidsprosessoren på overflaten en respons på en spørring adressert til en bestemt sensor av sanntidsprosessoren 185 på overflaten.

Tilsvarende kan utganger fra de kontrollerbare elementmoduler adresseres i sekvens eller individuelt. I en utførelse av oppfinnelsen er kommunikasjon mellom sensorene og sanntidsprosessoren på overflaten via Transmission Control Protocol (TCP), Transmission Control Protocol/Internet Protocol (TCP/IP), eller User Datagram Protovol (UDP). Ved å bruke en eller flere av disse protokoller kan sanntidsprosessoren på overflaten være lokalt plassert ved overflaten av brønnboringen eller fjernliggende plassert ved enhver lokasjon på jordens overflate.

Kraftkilden 198 er illustrert i figur 2 på flere måter, angitt ved henvisningstall 198A…E. For eksempel kan kraftkilder 198A være på overflaten med, og kan levere kraft til sanntidsprosessoren 185 på overflaten. I tillegg kan kraftkilden 198A levere kraft fra overflaten til annet oljebrønnboreutstyr plassert ved eller nær overflaten eller gjennom hele borehullet. Kraften kan leveres fra denne overflaten via en elektrisk linje eller via en høyeffekt fiberoptisk kabel med kraftomformere ved posisjonene hvor kraften skal leveres.

Kraftkilde 198B kan plasseres samen med, og levere kraft til en enkelt overflatesensor eller kontrollerbar elementmodul 185. Alternativt kan kraftkilde 198C være plassert sammen med en overflatesensor og kontrollerbar elementmodul 185 og levere kraft for mer enn en overflatesensor eller kontrollerbar elementmodul 185.

Tilsvarende kan kraftkilder 198D være plassert sammen med og levere kraft til en enkelt nedhullssensor eller kontrollerbar elementmodul 185. Alternativt kan kraftkilde 198E være plassert sammen med en nedhullssensor og kontrollerbar elementmodul 185 og levere kraft for mer enn én nedhullssensor og kontrollerbar elementmodul 185.

Et generelt system for sanntidsstyring av nedhulls- og overflatelogging under boreoperasjoner ved bruk av data innsamlet fra nedhullssensorer og overflatesensorer, illustrert i figur 3 inkluderer nedhullssensormodul(er) 305 og overflatesensormodul(er) 310. Rådata innsamles fra nedhulls sensormodul(er) 305 og sendes til overflaten (blokk 315) hvor de kan lagres i et rådatalager 320 på overflaten. Tilsvarende blir rådata innsamlet fra overflatesensormodul(er) 310 og kan lagres i rådatalager 320 på overflaten. Rådatalager 320 kan være transient minne slik som ”random access memory” (RAM) eller varig minne, for eksempel ”read only memory” (ROM), eller magnetiske eller optiske lagringsmedia.

Rådata fra rådatalager 320 på overflaten blir deretter prosessert i sanntid (blokk 325) og de prosesserte data kan lagres i et prosessert datalager 330 på overflaten. De prosesserte dataene brukes til å generere styringskommandoer (blokk 335). I noen tilfeller tilveiebringer systemet fremvisninger til en bruker 340, for eksempel gjennom terminal 197, som kan påvirke genereringen av styringskommandoene. Styringskommandoene brukes til å styre nedhulls kontrollerbare elementer 345 og/eller overflatekontrollerbare elementer 350. I en utførelse av oppfinnelsen blir styringskommandoene automatisk generert, for eksempel av sanntidsprosessor 185, under eller etter prosessering av rådataene og styringskommandoene brukt til å styre de nedhulls kontrollerbare elementene 345 og/eller de overflatekontrollerbare elementene 350.

I mange tilfeller frembringer styringskommandoene endringer eller påvirker på annen måte det som detekteres av nedhullssensorene og/eller overflatesensorene og følgelig signalene de frembringer. Denne kontrollsløyfe fra sensorene gjennom sanntidsprosessoren til de kontrollerbare elementer og tilbake til sensorene tillater intelligent styring av logging under boringsoperasjoner. I mange tilfeller, som beskrevet nedenfor, krever passende operasjon av kontrollsløyfene et høyhastighets kommunikasjonsmedium og en sanntids overflateprosessor.

Generelt tillater høyhastighetskommunikasjonsmediet 190 data å sendes til overflaten hvor de kan prosesseres av sanntidsprosessoren 185 på overflaten. Sanntidsprosessoren 185 på overflaten kan i sin tur frembringe kommandoer som kan sendes i det minste til nedhullssensorene og nedhulls kontrollerbare elementer for å påvirke operasjonen av boreutstyret. Overflatesanntidsprosessor 185 kan være enhver av et stort utvalg av standard (general purpose) prosessorer eller mikroprosessorer (slik som Pentium®-familien av prosessorer fremstilt av Intel® Corporation), en spesialprosessor, en prosessor med redusert instruksjonssett (RISC), eller til og med en særlig programmert logisk innretning. Sanntidsprosessoren kan omfatte en enkelt mikroprosessorbasert datamaskin, eller en mer kraftig maskin med flere multiprosessorer, eller kan omfatte flere prosessorelementer koblet sammen i nettverk, hvor enhver eller alle kan være lokale eller fjerntliggende til posisjonen av boreoperasjonen.

Å flytte prosesseringen til overflaten og eliminere mye, om ikke all, nedhulls prosessering gjør det mulig i noen tilfeller å redusere diameteren av borestrengen som frembringer en brønnboring med mindre diameter enn det som ellers ville være rimelig. Dette tillater en gitt gruppe av nedhullssensorer (og deres assosierte verktøy eller andre midler) å brukes på et vidt utvalg av bruksområder og markeder.

Videre, ved å plassere mye, om ikke all, prosessering ved overflaten reduseres antallet temperaturfølsomme komponenter som opererer i det strenge miljø som møtes når brønnen blir boret. Få komponenter er tilgjengelig som opererer ved høye temperaturer (over omtrent 200 °C) og design og testing av disse komponenter er meget kostbart. Derfor er det ønskelig å bruke så få høytemperaturkomponenter som mulig.

Videre, ved å plassere mye, om ikke all, prosessering på overflaten forbedres påliteligheten av nedhulls verktøydesign fordi det er færre nedhullsdeler. Videre tillater slik design noen få felles elementer å inkorporeres i en rekke av sensorer. Denne høyere volumbruk av noen få komponenter resulterer i en kostnadsreduksjon i disse komponenter.

En eksempelvis sensormodul 400, illustrert i figur 4, inkluderer som et minimum en sensorinnretning eller innretninger 405 og et grensesnitt til kommunikasjonsmediet 410 (som beskrives i nærmere detalj med henvisning til figurene 6 og 7). I de fleste tilfeller er utgangen av hver sensorinnretning 405 et analogt signal og generelt er grensesnittet til kommunikasjonsmediet 410 digitalt. En analog-til-digital omformer (ADC) 415 er tilveiebrakt for å utføre denne konvertering. Hvis sensorinnretningen 405 frembringer en digital utgang, eller hvis grensesnittet til kommunikasjonsmediet 410 kan kommunisere et analogt signal gjennom kommunikasjonsmediet 190, er ADC 415 ikke nødvendig.

En mikrokontroller 420 kan også være inkludert. Hvis den er inkludert håndterer mikrokontrolleren 420 noen eller alle de andre innretningene i den eksempelvise sensormodul 400. For eksempel, hvis sensorinnretningen 405 har en eller flere kontrollerbare parametere, slik som frekvensrespons eller følsomhet, kan mikrokontrolleren 420 programmeres til å kontrollere disse parametere. Kontrolleren kan være uavhengig, basert på programmering inkludert i minnet festet til mikrokontrolleren 420, eller kontrolleren kan tilveiebringes fra avstand gjennom høyhastighetskommunikasjonsmedium 190 og grensesnittet til kommunikasjonsmediet 410. Alternativt, hvis en mikrokontroller 420 ikke er til stede, kan de samme typene kontroller tilveiebringes gjennom høyhastighetskommunikasjonsmediet 190 og grensesnittet til kommunikasjonsmediet 410. Mikrokontrolleren, hvis den er inkludert, kan i tillegg håndtere adresseringen av den bestemte sensor eller annen innretning, og gi grensesnitt til høyhastighetskommunikasjonsmediet. Mikrokontrollere, slik som medlemmer av PIC-micro®-familien av mikrokontrollere fra Microchip Technology Inc. med en begrenset (sammenlignet med sanntidsprosessoren beskrevet tidligere), men tilstrekkelig kapabilitet for de begrensede kontrollformål nedhulls som her er antydet, er i stand til høyeffektiv pakking og høytemperaturoperasjon.

Sensormodulen 400 kan også inkludere en asimutsensor 425, som frembringer en utgang relatert til den asimutmessige orientering av sensormodul 400, som kan være relatert til orienteringen av borestrengen hvis sensormodulene er koblet til borestrengen. Data fra asimutsensoren 425 kompileres av mikrokontrolleren 420, hvis en er til stede, og sendes til overflaten gjennom grensesnittet til kommunikasjonsmediet 410 og høyhastighetskommunikasjonsmediet 190. Data fra asimutsensoren 425 kan måtte digitaliseres før de kan presenteres til mikrokontrolleren 420. Hvis så, vil en eller flere ytterligere ADC-er (ikke vist) inkluderes for dette formål. På overflaten kombinerer oevrflateprosessoren 185 den asimutmessige informasjon med annen informasjon relatert til dybden av sensormodulen 400 for å identifisere posisjonen av sensormodulen 400 i grunnen. Ettersom denne informasjon blir kompilert kan overflateprosessoren (eller en annen prosessor) kompilere et godt kart av de bestemte borehullsparametere målt av sensormodulen 400.

Sensormodulen 400 kan også inkludere et gyroskop 430 som kan tilveiebringe sann geografisk orienteringsinformasjon i stedet for bare den magnetiske orienteringsinformasjon levert av asimutsensoren 425. Alternativt kan en eller flere gyroskop eller magnetometere plassert langs borerøret tilveiebringe vinkelhastigheten av borerøret i hver posisjon av gyroskopet. Informasjonen fra gyroskopet håndteres på samme måte som den asimutmessige informasjon fra asimutsensoren, som beskrevet ovenfor. Sensormodulen 400 kan også inkludere en eller flere akselerometere. Disse brukes til å kompensere gyroen for bevegelse og å gi en indikasjon av inklinasjonen og gravitetsverktøysnittet til undersøkelsesverktøyet.

En eksempelvis kontrollerbar elementmodul 500, vist i figur 5, inkluderer som et minimum en aktuator 505 og/eller en senderinnretning eller –innretninger 510 og et grensesnitt til kommunikasjonsmediet 505. Aktuatoren 505 er en av aktuatorene beskrevet ovenfor og kan aktiveres gjennom bruk av et signal fra for eksempel mikrokontroller 520, som er lignende i funksjon til mikrokontrolleren 420 vist i figur 4. Senderinnretningen er en innretning som sender en form for energi som svar på bruk av et analogt signal. Et eksempel på en senderinnretning er en piezoelektrisk akustisk sender som konverterer et analogt elektrisk signal til akustisk energi ved å deformere et peizoelektrisk krystall. I den eksempelvise kontrollerbare elementmodul 500 illustrert i figur 5 genererer mikrokontrolleren 520 signalet som skal drive senderinnretningen 510. Generelt genererer mikrokontrolleren et digitalt signal og senderinnretningen drives av et analogt signal. I disse tilfeller er det nødvendig med en digital-til-analog omformer (”DAC”) 525 for å konvertere den digitale signalutgang av mikrokontrolleren 520 til det analoge signal for å drive senderinnretningen 510. Den eksempelvise kontrollerbare elementmodul 500 kan inkludere en asimutsensor 530 eller et gyroskop 535, som er lignende de beskrevet ovenfor i beskrivelsen av sensormodulen 400, eller den kan inkludere en inklinasjonssensor, en verktøysnittssensor, en vibrasjonssensor eller en avstandssensor (standoff sensor).

Grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 kan ta forskjellige former. Generelt er grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 en enkel kommunikasjonsinnretning og protokoll bygget fra for eksempel (a) diskrete komponenter med høytemperaturtoleranser eller (b) fra programmerbare logiske innretninger (PLD-er) med høytemperaturtoleranse, eller (c) mikrokontrolleren med tilhørende begrenset høytemperaturminnemodul diskutert tidligere med høytemperaturtoleranser.

Grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 kan ta formen illustrert i figur 6. I eksemplet vist i figur 6 inkluderer grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 en kommunikasjonsmediumsender 605 som mottar digital informasjon fra inni sensormodulen 400 eller den kontrollerbare elementmodulen 500 og bringer den til en buss 610. En kommunikasjonsmottaker 615 mottar digital informasjon fra bussen og leverer den til det gjenværende av sensormodulen 400 eller den kontrollerbare elementmodulen 500. En kommunikasjonsmediumarbitrator 620 arbitrerer tilgang til bussen. Arrangementet i figur 6 kan derfor utstyres med forskjellige konvensjonelle nettverksopplegg, inkludert eternett og andre nettverksopplegg som inkluderer en kommunikasjonsarbitrator 620.

Fortrinnsvis er imidlertid grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 en enkel innretning som illustrert i figur 7. Det inkluderer en Manchester-koder 705 og en Manchester-dekoder 710. Manchester-koderen aksepterer digital informasjon fra sensormodulen 400 eller den kontrollerbare elementmodulen 500 og påfører den til en buss 715. Manchester-dekoderen 710 tar de digitale data fra bussen 715 og leverer dem til sensormodulen 400 eller den kontrollerbare elementmodulen 500. Bussen 715 kan være innrettet slik at den er tilkoblet alle sensormoduler 400 og alle de kontrollerbare elementmodulene 500, i hvilket tilfelle en teknikk for å unngå kollisjon kan benyttes. For eksempel kan data fra de forskjellige sensormodulene 400 og kontrollerbare elementmodulene 500 multiplekses ved bruk av et tidsdelt multipleksopplegg eller et frekvensdelt multipleksopplegg. Alternativt kan kollisjoner unngås og sorteres ut på overflaten ved bruk av forskjellige filtreringsteknikker. Andre enkle kommunikasjonsprotokoller som kan benyttes på grensesnittet til kommunikasjonsmediet 415, 515 inkluderer diskret multitoneprotokoll og VDSL (Very High Rate Digital Subscriber Line) CDMA (Code Division Multiple Access) – protokollen.

Alternativt kan hver sensormodul 400 og hver kontrollerbar elementmodul 500 ha en dedikert forbindelse til overflaten, ved bruk av for eksempel en enkelt leder i en flerlederkabel, eller en enkelt streng i en flerstrengs optisk kabel.

Den samlede tilnærming til sensormodulen 400 og den kontrollerbare modulen 500 er å forenkle nedhullsprosessering og kommunikasjonselementer og flytte den komplekse prosessering og elektronikken til overflaten. I en utførelse av oppfinnelsen utføres den komplekse prosessering i en lokasjon fjerntliggende plassert fra de høye temperaturer i boreomgivelsene, dvs. nærmere overflateenden av borestrengen. Vi bruker uttrykket ”overflateprosessor” for å bety sanntidsprosessoren som definert tidligere. Imidlertid, mens det kan være å foretrekke i mange tilfelle å plassere sanntidsprosessoren fullstendig på overflaten, kan det være fordeler i visse anvendelser å lokalisere deler eller hele sanntidsprosessoren nær, men ikke nødvendigvis på overflaten, eller på eller nær havbunnen, men i alle tilfelle fjernt fra høytemperaturboreomgivelser.

Anordningen og fremgangsmåten illustrert i figur 2 og 3 kan benyttes i et stort antall anvendelser for logging under boring eller måling under boring. For eksempel, som illustrert i figur 8, kan anordningen og fremgangsmåten benyttes til sonisk logging under boring. For eksempel, som illustrert i figur 8 utsender soniske sensormoduler 805A – M akustisk energi og avføler akustisk energi fra formasjonene rundt borestrengen hvor sensormodulene er plassert, selv om de soniske sensormoduler 805A – M ikke utsender energi i noen anvendelser. I disse tilfeller blir den detekterte soniske energi generert av en annen kilde, slik som for eksempel virkningen av kronen i borehullet. Sensormodulene frembringer rådata. Rådataene sendes til overflaten (blokk 315) hvor de lagres i overflaterådatalager (320). Rådataene prosesseres for å bestemme bølgehastighet i formasjonene som omgir borestrengen hvor de soniske sensormodulene 805A – M er plassert (blokk 810).

Sanntidsmåling av kompresjonsbølgehastighet er vanligvis mulig med nedhulls maskinvare, men sanntidsmåling av skjærbølgehastighet eller måling av andre nedhulls modi av sonisk energiforplantning krever betydelig analyse. Ved å flytte rådataene til overflaten i sann tid er det mulig å benytte den betydelige effekt frembrakt av overflatesanntidsprosessor 185. De resulterende prosesserte data lagres i overflate prosessdatalager 330. I noen tilfeller vil sanntidsanalyse indikere at det er ønskelig å endre operasjonssekvensen til sensorene og senderen for å få en mer nøyaktig eller mindre tvetydig måling. For å oppnå dette blir dataene i overflateprosesserte datalagret 330 prosessert for å bestemme om frekvensen eller frekvensene som brukes av de soniske senderne bør endres (blokk 815). Denne prosessering kan frembringe kommandoer som leveres til sonisk sendermoduler 820, dersom de brukes til å generere den soniske energi, og til de soniske sensormoduler 805A – M. Videre kan brukeren 340 gis fremvisninger som illustrerer operasjonen av systemet for sonisk logging ved boring. Systemet kan tillate brukeren å levere kommandoer for å modifisere denne operasjonen.

Den samme anordning og fremgangsmåte kan anvendes av se forover/se rundt-sensorer. Se-forover-sensorer er beregnet å detektere en formasjonsegenskap eller en endring i en formasjonsegenskap foran borekronen, ideelt ti-talls fot eller mer foran kronen. Denne informasjonen er viktig for boreavgjørelser, for eksempel å gjenkjenne en kommende seismisk horisont og mulig høytrykkssone i tide for å gjøre forberedende inngrep (for eksempel å vekte opp slammet) før kronen treffer en slik sone. Se-rundt-sensorer tar dette konseptet til neste nivå, ikke bare detektere egenskaper rett foran kronen, men også titalls fot til sidene (dvs. radialt). Se-rundt-konseptet kan være særlig anvendbart for å styre gjennom horisontale soner hvor egenskapene over og under kan være enda mer viktig enn det foran kronen, dvs. i geofysisk styring gjennom bestemte forkastningsblokker og andre strukturer. Se-rundt-sensorer er mest nyttig når de har asimutmessige egenskaper, som betyr at de kan frembringe meget store volumer av data. På grunn av den ikke-enhetlige tolkningen av disse data bør de tolkes på overflaten, med assistanse fra en ekspert. Generelt har to typer teknologi blitt benyttet for slike målinger (med forskjellige kombinasjoner av disse to teknologier, slik som i elektroseismikk): (1) akustisk se-foran/se-rundt; og (2) elektromagnetisk se-foran/serundt (inkludert borehull radarsensorer). Informasjon fra se-foran/se-rundt-sensorer 905A – M samles og omformes til rådata som sendes til overflaten (blokk 315).

Rådataene lagres i overflaterådatalager (blokk 320) og tolkes (blokk 910). De prosesserte data lagres i overflate prosessdatalager (blokk 330) og en prosess for å kontrollere for eksempel frekvensen til se-foran/se-rundt-sensorer 905A – M (blokk 915) frembringer den nødvendige kommando for å oppnå denne funksjonen. Som før utstyrer systemet brukeren 340 med fremvisninger og aksepterer kommandoer fra brukeren.

Tolkningen av dataprosessen (blokk 910) som utføres av overflate sanntidsprosessor 185, tillater tolkning og prosessering for å identifisere refleksjoner og moduskonverteringer av akustiske og elektromagnetiske bølger. Prosessering på overflaten tillater dynamisk kontroll av se-foran/se-rundt-sensorene og de tilhørende senderne. Hvis se-foran/se-rundt-sensorene 905A – M er en akustisk innretning, kan hver kanal samples ved en frekvens i størrelsesorden 5000 sampler per sekund. Anta at det er 14 slike kanaler, og hver kanal digitaliseres til 16 bit, (en meget konservativ verdi). Da er datahastigheten for de akustiske signaler alene 140 Kbytes per sekund. De fleste foreslåtte elektromagnetiske systemer opererer noe forskjellig, men vil oppnå lignende effektive samplingshastigheter, mens kombinerte systemer (EM – akustikk) ville kreve enda høyere datahastigheter. For noen implementeringer kan disse estimater være lave med mer enn en størrelsesorden. Nok data må oppnås for utvetydig å identifisere retningen og den relative dybde av alle reflektorer. Å ha prosesseringen på overflaten i stedet for nedhulls tillater denne råprosessering, modifiseringen av datainnsamlingsparametere som påkrevd, men tillater også spleising av disse nedhulls data til overflatedata og tolkninger som allerede er tilgjengelige, slik som en grunnmodell basert på overflateseismikk. Med en slik spleising av datakilder på overflaten kan bedre tolkninger utføres.

Tilsvarende, som illustrert i figur 10, kan magnetisk resonans under boring oppnås ved bruk av et tilsvarende arrangement av sensorer og prosessering. Magnetiske resonanssensorer 1005A – M genererer rådata som digitaliseres og sendes til overflaten (blokk 320). På grunn av den høye datahastighet tilgjengelig fra høyhastighets kommunikasjonsmedium 190, kan rådata sendt til overflaten representere den fulle mottatte bølgeform i stedet for en forkortet bølgeform. Rådataene lages i et overflate rådatalager (blokk 320). Rådataene analyseres (blokk 1010), som er mulig med større presisjon enn vanlig fordi det mottas rådata som representerer hele bølgen, og de prosesserte data lagres i et overflate prosessert datalager (blokk 330). Dataene lagret i overflateprosessert datalager ved 330 blir videre prosessert for å bestemme hvordan man best justerer de sendte bølger (blokk 1015). Prosessen for å justere sendte bølger (blokk 1015) leverer fremvisninger til en bruker 340 og mottar kommandoer fra brukeren som brukes til å modifisere prosessen for å justere sendte bølger (blokk 1015). Prosessen for å justere de sendte bølger (blokk 1015) frembringer kommandoer som sendes til de magnetiske resonanssensorer 1005A – M, som modifiserer ytelseskarakteristikkene til de magnetiske resonanssensorer.

Den samme anordning og fremgangsmåte kan brukes med boremekanikksensorer som illustrert i figur 11. Boremekanikksensorer 1105A - M er plassert i forskjellige posisjoner i boreutstyret, inkludert boreriggen, borestrengen og bunnhullssammenstillingen (”BHA”). Rådata samles inn fra boremekanikksensorene 1105A – M og sendes til overflaten (blokk 315). Rådataene lagres i overflate rådatalager (blokk 320). Rådataene i overflaterådatalager analyseres (blokk 1110) for å frembringe prosesserte data som lagres i overflateprosessert datalager (blokk 330). Dataene i overflateprosessert datalager (blokk 330) blir videre prosessert for å bestemme justeringer som skal gjøres på boreutstyret (blokk 1115). Prosessen for å justere boreutstyret (blokk 1115) frembringer fremvisninger til en bruker 340 som deretter leverer kommandoer til prosessen for å justere boreutstyret (blokk 1115).

Prosessen for å justere boreutstyret (blokk 1115) leverer kommandoer som brukes til å justere nedhulls kontrollerbart boreutstyr 1120 og overflate kontrollerbart boreutstyr 1125.

Boremekanikksensorene kan være akselerometere, strekklapper, trykktransdusere og magnetometere, og de kan være plassert i forskjellige posisjoner langs borestrengen. Levering av data fra disse nedhulls boremekanikksensorer til overflate sanntidsprosessor 185 tillater at boredynamikk i ethvert ønsket punkt langs borestrengen blir overvåket og kontrollert i sann tid. Denne kontinuerlige overvåkning tillater boreparametere å justeres for å optimisere boreprosessen og/eller å redusere slitasje på nedhulls utstyr.

Nedhulls boremekanikksensorer kan også inkludere en eller flere avstandstransdusere, (standoff transducers) som typisk er høyfrekvens (250 KHz til en MHz) akustiske pingere. Typisk vil avstandstransduserne både sende og motta et akustisk signal.

Tidsintervallet fra sendingen til mottaket av det akustiske signalet indikerer avstanden. Tolkninger av data fra avstandstransduserne kan være tvetydig på grunn av borehullsujevnheter, interferens fra borekaks og et fenomen kjent som ”cykelskipping”, hvor destruktiv interferens hindrer en retur fra en akustisk utsendelse fra å detekteres. Utsendelser fra etterfølgende sykluser blir i stedet detektert, resulterende i feilaktig tidsvarighetmålinger, og derfor feilaktige avstandsmålinger. Sending av dataene fra nedhulls boremekanikksensorer til overflaten tillater en mer fullstendig analyse av dataene for å redusere effekten av cykelskipping og andre anomalier av slik prosessering.

Nedhulls boremekanikksensorer kan også inkludere boreinnretninger for avbildning av borehullet, som kan være akustisk, elektromagnetisk (resistiv og/eller dielektrisk) eller som kan avbilde med nøytroner eller gammastråler. En forbedret tolkning av disse data gjøres i sammenheng med borestrengdynamikksensorer og borehullsavstandssensorer. Brukes slike data kan bilder skjerpes ved å kompensere for avstand, slamtetthet og andre boreparametere detektert av nedhulls boremekanikksensorer og andre sensorer. De resulterende skjerpede data kan brukes til å gjøre forbedrede estimater av formasjonsdybde.

Derfor er borehullsbilder og data fra avstandssensorer ikke bare nyttige på egen hånd i formasjonsevaluering, de kan også være nyttig for å prosessere dataene fra andre boremekanikksensorer.

Den samme anordning og fremgangsmåte kan brukes med nedhulls oppmålingsinstrumenter, som illustrert i figur 12. Rådata fra nedhulls oppmålingsinstrumenter 1205A – M sendes til overflaten (blokk 315) og lagres i et overflate rådatalager (blokk 320). Rådataene brukes deretter til å bestemme lokasjonene av de forskjellige nedhulls oppmålingsinstrumenter 1205A – M (blokk 1210). De prosesserte data lagres i overflateprosessert datalager (blokk 330). Disse data brukes av en prosess for å justere boreutstyr (blokk 1215), idet justeringene potensielt påvirker borebanen. Prosessen for å justere boreutstyret kan frembringe fremvisninger som leveres til en bruker 340. Brukeren 340 kan inngi kommandoer som aksepteres av prosessen for å justere boreutstyr, og brukes i dens prosessering. Prosessen for å justere boreutstyr (blokk 1215) frembringer kommandoer som brukes til å justere nedhulls kontrollerbart boreutstyr 1220 og overflatekontrollerbart boreutstyr 1225.

Bruk av slike nedhulls oppmålingsinstrumenter og sann tids prosessering på overflaten forbedrer presisjonen med hvilken nedhulls posisjoner kan måles.

Posisjonsnøyaktigheten som kan oppnås med til og med et perfekt oppmålingsverktøy (dvs. et som frembringer feilfrie målinger) er en funksjon av den rommelige frekvens med hvilken oppmålinger blir tatt. Selv med et perfekt oppmålingsverktøy vil de resulterende oppmålinger inneholde feil med mindre oppmålingen tas kontinuerlig og tolkes kontinuerlig. Et praktisk kompromiss til kontinuerlig oppmåling foreslås ved å realisere at den rommelige frekvens av oppmålinger tatt oftere enn omtrent en gang per cm har liten påvirkning på oppmålingsnøyaktigheten. Høyhastighets kommunikasjonsmediet 190 og overflate sanntidsprosessoren 185 gir telemetri med meget høy datahastighet og tillater oppmålinger å tas og tolkes ved denne hastighet. Videre kan andre typer oppmålingsinstrumenter brukes når telemetri med meget høy datahastighet er tilgjengelig. Nærmere bestemt kan flere typer gyroskop som diskutert ovenfor, med henblikk på figurene 4 og 5 brukes nedhulls.

Den samme anordning og fremgangsmåte kan benyttes i sanntids trykkmålinger som illustrert i figur 13. Rådata fra trykksensorer 1305A – M sendes til overflaten (blokk 315) hvor de lagres i overflate rådatalager (blokk 320). Rådataene prosesseres for å identifisere trykkarakteristikker ved, for eksempel et bestemt punkt langs borestrengen eller i borehullet, eller til å karakterisere trykkfordelingen langs hele borestrengen og gjennom hele borehullet (blokk 310). Prosesserte data vedrørende disse trykkparameterene lagres i overflateprosessert datalager (blokk 330). Dataene lagret i overflateprosessert datalager (blokk 330) prosesseres for å reagere på trykkparameterene (blokk 1315). Fremvisninger leveres til en bruker 340 som deretter kan utstede kommandoer for å påvirke hvordan systemet skal reagere på trykkparameterene. Prosessen for å reagere på trykkparameterene (blokk 1315) frembringer kommandoer for nedhulls kontrollerbart boreutstyr 1320 og overflatekontrollerbart boreutstyr 1325.

Denne virtuelt øyeblikkelige overføring av sanntids trykkmålinger, mulig fra mange lokasjoner langs borestrengen, gjør det mulig å utføre et antall sanntids målinger av borehull og boreutstyrskarakteristikker, slik som lekkasjetester, sanntidsbestemmelse av sirkulerende tetthet og andre parametere bestemt fra trykkmålinger.

Den samme anordning og fremgangsmåte kan brukes til å frembringe sanntids samlet inversjon (joint inversion) av data fra multiple sensorer, som illustrert i figur 14. Rådata fra forskjellige typer nedhullssensorer 1405A – M, som kan inkludere enhver av de ovenfor beskrevne sensorer eller andre sensorer som brukes i oljebrønnboring og logging, samles og sendes til overflaten (blokk 315) hvor de lagres i et overflate rådatalager (blokk 320). Rådata fra overflate rådatalager (blokk 320) prosesseres for samlet å invertere dataene som beskrevet nedenfor (blokk 1410). Legg merke til at samlet invertering er bare ett eksempel på den type prosessering som kan utføres på dataene. Annen analytisk, beregningsmessig eller signalprosessering kan anvendes på dataene i tillegg. De resulterende prosesseringsdata lagres i overflateprosessert datalager (blokk 330). Disse data blir videre prosessert for å justere en brønnmodell (blokk 1415). Prosessen for å justere brønnmodellen tilveiebringer fremvisninger til en bruker 340 og mottar kommandoer fra brukeren 340 som påvirker hvordan brønnmodellen justeres. Prosessen for å justere brønnmodellen (blokk 1415) frembringer modifikasjoner som anvendes på brønnmodellen 1420. Brønnmodellen 1420 kan brukes i planlegging av boring og etterfølgende operasjoner, og kan brukes for å justere planen for boringen og etterfølgende operasjoner som for tiden pågår eller er nær foregående.

Hvis variablene v1, v2, …. vNer relatert ved N funksjoner f1, f2, ,,,,fNav N variabler x1, x2, …..xNved relasjonen

da blir prosessen for å bestemme bestemte verdier av x1, x2, …..xNfor gitte verdier av v1, v2, …. vNog de kjente funksjoner, f1, f2, ,,,,fNkalt samlet invertering. Prosessen for å finne bestemte funksjoner g1, g2, ….gN(hvis de eksisterer) slik at

kalles også samlet invertering. Denne prosess noen ganger utført algebraisk, noen ganger numerisk, og noen ganger ved bruk av Jakobinske transmisjoner, og mer generelt med enhver kombinasjon av disse teknikker.

Mer generelle typer for inverteringer er faktisk mulig, hvor

men i dette tilfelle er det ikke noe unikt sett av funksjoner g1, g2, ….gN.

Slik samlet konvertering av data innsamlet fra forskjellige typer sensorer frembringer en evne til å utføre omfattende analyse av formasjonsparametere. Tradisjonelt gjøres en separat tolkning av data for hver sensor i en MWD eller LWD borestreng. Mens dette er nyttig, for en full gruppe av målinger og for en full gruppe av sensorer, er det vanskelig å gjøre målinger med tilstrekkelig hyppighet for å understøtte en omfattende analyse av formasjonsegenskaper. Med systemet illustrert i figur 14 blir målinger tilgjengelige i sann tid, og informasjon kan kombineres for å tilveiebringe tolkninger slik som:

1. Resistivitet som en funksjon av dybde inn i en formasjon (gjennom frekvenssveiping, målinger ved multiple aksiale og/eller asimutale avstander, eller pulsing);

2. Tykkelse av formasjonslag (gjennom samlet dekonvoluering av forskjellige typer logger);

3. Mineralsammensetning av formasjoner (for eksempel kryss-plot av flere målinger).

Videre, siden sensormodulene 400 og de kontrollerbare elementmodulene 500 kan inkludere lokale rapporteringsmekanismer for asimut og/eller posisjon (dvs. asimutsensorer 425 og 530 og gyroskop 430 og 535), er det mulig å bygge retningsmessig forspent deteksjon inn i formasjonsevalueringen og mekaniske sensorer beskrevet ovenfor (enten via individuelt utspørrede sensormoduler i en sirkulær eller spiralrekke og/eller via en enkelt sensormodul som roteres med borerøret), og inkludert en absolutt eller relativ retningssensor (slik som asimutsensorene 425 og 530 eller gyroskopene 430 og 535) satt til eller indeksert til formasjonsevalueringen og de mekaniske sensorer. Derved blir all formasjonsevaluering og mekaniske data medfulgt av sanntids asimutmessig informasjon. Ved en avfølingsfrekvens av for eksempel 120 hertz, og med en rotasjon ved 120 RPM, ville dette frembringe en asimutmessig oppløsning av 6 grader. Brukes et gyroskop vil sensorplasseringen i brønnboringen ha høy oppløsning uansett borestrengpresisjon (snurring) og kronehoppoppførsel, som bør være godt under 100 hertz.

Videre, med analyse av flere typer sensorer (for eksempel elektromagnetisk eller akustisk), er det mulig å syntetisk styre retningen av størst følsomhet av rekken, hvilket gjør det mulig å avkople innsamlingshastigheten for asimutmålinger fra rotasjonshastigheten av sensorpakken. Slike målinger krever hurtig og nær sanntidig sampling fra alle sensorene som danner rekken.

Sanntids og moment-for-moment asimut og/eller posisjonsindeksering tilgjengelig med hver sensormodul og hver kontrollerbar elementmodul ved forskjellige lokasjoner i borestrengen og bunnhullssammenstillingen gjør mulig utøkt tolkning av formasjon og boreprosess og modellkorreksjoner så vel som sanntids styringshandlinger. Slike sanntids styringshandlinger, her og i generell forstand som et resultat av denne eller andre utførelser av oppfinnelsen, kan utføres direkte via styringssignaler sendt fra prosessoren til en sensor eller annet kontrollerbart element. Men i andre utførelsesformer kan data tilgjengelig ved overflateprosessoren, eller en assosiert tolkning, visualisering, tilnærmelse eller terskel/set-punktvarsling eller alarm, tilveiebringes til en menneskelig bruker ved terminalen (enten på lokasjon eller ikke), slik at brukeren da utfører en slik sanntids styringsavgjørelse og instruksjon, enten gjennom et styringssignal eller gjennom manuelle inngrep (hans egne eller de av andre), for å endre en bestemt sensor eller kontrollert element.

De forskjellige arrangementer av sensormoduler og kontrollerbare elementmoduler beskrevet ovenfor kan brukes for å gjøre målinger ved borestopp. Høyhastighets kommunikasjonsmedium 190 tillater måling ved stopp å fortsette med ingen praktisk begrensning på stopphastigheten annet enn sensorfysikk. De samme arrangementer kan brukes under brønnkompletteringsprosessen (for eksempel sementering) ved å bruke ”bruk og kast”-sensorer og kontrollerbare elementer koplet til overflate sanntidsprosessering med et høyhastighets kommunikasjonsmedium.

Foreliggende oppfinnelse er derfor godt tilpasset til å utføre hensiktene og oppnå de nevnte mål så vel som de som er iboende heri. Mens oppfinnelsen har blitt skissert, beskrevet og defineres med henvisning til eksempler av oppfinnelsen, vil ikke en slik henvisning pålegge en begrensning på oppfinnelsen, og ingen slike begrensninger skal leses ut av den. Oppfinnelsen er i stand til betraktelig modifikasjon, endring og ekvivalenter i form og funksjon, som vil fremgå for de med ordinære ferdigheter på området som har fordelen av denne beskrivelse. De skisserte og beskrevne eksempler er ikke uttømmende for oppfinnelsen. Følgelig er oppfinnelsen ment å bare være begrenset av ånden og omfanget av de vedføyde krav, mens det på alle måter gis full gjenkjennelse av ekvivalenter.

Claims (11)

PATENTKRAV

1. Et system for datainnsamling og kontroll med kablet borerør som gir et høyhastighets kommunikasjonsmedium (190), inkludert:

én eller flere sensormoduler (400), konfigurert til å produsere et sensorsignal som indikerer minst én karakteristikk av minst én av, formasjonen som blir boret og boreprosessen, k a r a k t e r i s e r t v e d a t hver av den ene eller de flere sensormodulene (400) har en operasjon og et grensesnitt (410, 415, 515) til kommunikasjonsmediet (190) om opereres ved hjelp av en kommunikasjonsprotokoll; en mikrokontroller (420) tilknyttet hver sensormodul for å styre minst ett av grensesnittene (410, 415, 515) til sensormodulen til kommunikasjonsmediet og operasjonen av sensoren;

en ADC (415) (analog digital omsetter) assosiert med minst én av sensormodulene (400) for å konvertere sensormodulens sensorsignal fra et analogt signal til et digitalt signal; og

en overflateprosessor (185) konfigurert til å behandle det digitale signalet fra én eller flere av sensormodulene (400) og å utstede kommandoer til den ene eller de flere sensormodulene (400).

2. System ifølge krav 1 hvor:

kommunikasjonsprotokollen er valgt fra en av følgende: Manchester, Discrete Multitone og VDSL CDMA.

3. System ifølge krav 1 hvor:

kommunikasjonsprotokollen kan opereres med en hastighet på minst 1000 bits per sekund.

4. System ifølge krav 1 hvor:

overflateprosessoren (185) behandler dataene i sann-tid.

5. System ifølge krav 1, hvor det kablede borerøret omfatter en borestreng (140) og hvor:

den ene eller de flere sensormodulene fordeles langs borestrengen (140).

6. System ifølge krav 1 hvor overflateprosessoren (185) er videre operativ til å behandle mottatte sensorsignaler (400) for å bestemme karakteristikken og å identifisere endringer som skal utføres i driften av den ene eller de flere sensormoduler (170, 175, 180) for å justere måling av karakteristikken.

7. System ifølge krav 1, videre omfattende:

et høyhastighets kommunikasjonsmedium som inkluderer en separat kommunikasjonskanal for hver av den ene eller de flere sensormodulene (400).

8. System ifølge krav 7, hvor:

høyhastighets kommunikasjonsmediet (190) inkluderer:

én eller flere busser (610), hver buss (610) er forbundet med én eller flere sensorer (400) og styrbare elementer (170, 175, 180); og

et arbitreringselement (620) for hver buss (610) for å skille kontroll over bussen (610) mellom sensormodulene (400, 170, 175, 180) som er koblet til bussen (610).

9. System ifølge krav 1 som videre omfatter:

et antall kontrollerbare elementmoduler (500) som, når de er fordelt langs en del av en borestrengen (140), er konfigurert til å eksitere formasjonen i nærheten av borestrengen (140) for å fremvise karakteristikken, idet hver styrbare elementmodul reagerer på et styresignal.

10. System ifølge krav 9 hvor minst én av de styrbare elementmodulene (500) er plassert nede i hullet og i det minste én av de styrbare elementmodulene er plassert ved overflaten, og hvor det ene eller de flere kontrollerbare elementer omfatter:

én eller flere av en aktuator- eller senderenhet (505, 510); og

et grensesnitt (415, 515) til kommunikasjonsmediene (190).

11. System ifølge krav 9 hvor overflateprosessoren (185) videre er operativ til å styre hver av den ene eller de flere styrbare elementmodulene (500) og å generere ett eller flere signaler for overføring til den ene eller de flere sensormodulene (400) for å gjenspeile endringene som skal gjøres i drift av sensormodulene (400).