NO342781B1 - Slamkanalkarakterisering over dybde - Google Patents
Slamkanalkarakterisering over dybde Download PDFInfo
- Publication number
- NO342781B1 NO342781B1 NO20101426A NO20101426A NO342781B1 NO 342781 B1 NO342781 B1 NO 342781B1 NO 20101426 A NO20101426 A NO 20101426A NO 20101426 A NO20101426 A NO 20101426A NO 342781 B1 NO342781 B1 NO 342781B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- noise
- mud
- column
- sludge
- pulse telemetry
- Prior art date
Links
- 239000010802 sludge Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 32
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 13
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 11
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 9
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 3
- 238000005562 fading Methods 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000011002 quantification Methods 0.000 claims 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 238000013179 statistical model Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Pulse, Heart Rate, Blood Pressure Or Blood Flow (AREA)
Abstract
Et system for å optimalisere et slampulstelemetrisystem, der systemet omfatter: flere følere fordelt langs en borestreng innrettet for å bli plassert i et borehull, der hver føler er innrettet for å gjøre en måling av et trekk ved minst én av slam i en søyle inne i borehullet og et slampulstelemetrisignal som forplanter seg i slammet; og en prosesseringsenhet for å motta målingene, der prosesseringsenheten innbefatte en algoritme for å sammenstille et datasett fra målingene og for å bestemme en parameter for slampulstelemetrisystemet ved hjelp av datasettet for å optimalisere slampulstelemetrisystemet. En fremgangsmåte og et dataprogramprodukt er også tilveiebragt.
Description
1
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
1. Oppfinnelsens område
[0001] Oppfinnelsen beskrevet her vedrører optimalisering av telemetri med bruk av en slamsøyle som overføringsmedium.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Leting etter og produksjon av hydrokarboner krever i alminnelighet bruk av en bunnhullsenhet anordnet på en borestreng. Forskjellige bunnhullsenheter kan bli anvendt for å utføre forskjellige oppgaver i et borehull. For eksempel kan en bunnhullsenhet bli anvendt for brønnlogging eller prøvetesting i en formasjon.
[0003] I noen tilfeller, når bunnhullsenheten utfører en oppgave, må minst ett resultat av oppgaven sendes oppihulls til jordoverflaten. Slampulstelemetri er en metode for å sende data fra bunnhullsenheten til jordoverflaten. Slampulstelemetri kan også bli anvendt for å sende data eller kommandoer fra jordoverflaten til bunnhullsenheten.
[0004] Slampulstelemetri anvender minst én av trykk- og strømningsfluktuasjoner i
slam i en søyle i borehullet. Egenskapene til slamsøylen som overføringsmedium for telemetrisignaler avhenger av mange forskjellige faktorer. Faktorene inkluderer slam-type, dybde i borehullet, antallet pumper som pumper slammet, den fysiske tilstanden til pumpene samt strømningsmengden av slam. Disse faktorene kan påvirke signal/støy-forholdet i signaloverføringer. Signal/støy-forholdet kan begrense mengden data som kan bli sendt per tidsenhet (dvs. begrense båndbredden). Noen anvendelser krever en båndbredde som er større enn den båndbredden et tradi-sjonelt slampulstelemetrisystem kan gi.
[0005] Det er derfor behov for metoder for å øke båndbredden i slampulstelemetri.
KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0006] Det beskrives et system for å optimalisere et slampulstelemetrisystem i henhold til det selvstendige krav 1. Systemet kan inkludere: flere følere fordelt langs en borestreng innrettet for å bli utplassert i et borehull, der hver føler er innrettet for å gjøre en måling av et trekk ved minst én av slam i en søyle inne i borehullet og et slampulstelemetrisignal som forplanter seg i slammet; og en prosesseringsenhet for å motta målingene, der prosesseringsenheten omfatter en algoritme for å sammenstille et datasett fra målingene og å bestemme en parameter for slampulstelemetrisystemet ved hjelp av datasettet for å optimalisere slampulstelemetrisystemet.
[0007] Det beskrives også en fremgangsmåte for å optimalisere slampulstelemetri i henhold til det selvstendige krav 11. Fremgangsmåten kan inkludere det å: plassere en borestreng i et borehull, der borestrengen innbefatter flere følere fordelt langs borestrengen, der hver føler er innrettet for å gjøre en måling av et trekk ved minst én av slam i en søyle inne i borehullet og et slampulstelemetrisignal som forplanter seg i slammet; motta målinger fra de flere følerne; sammenstille et datasett fra målingene; og prosessere datasettet for å optimalisere slampulstelemetrien.
[0008] Det beskrives videre et dataprogramprodukt lagret på maskinlesbare medier for optimalisering av et slampulstelemetrisystem, i henhold til det selvstendige krav 18. Produktet har maskineksekverbare instruksjoner for å: motta målinger fra flere følere fordelt langs en borestreng som befinner seg i et borehull, der hver føler er innrettet for å gjøre en måling av et trekk ved minst én av slam i en søyle inne i borehullet og et slampulstelemetrisignal som forplanter seg i slammet; sammenstille et datasett fra målingene; kvantifisere minst én av støy i slamsøylen og fordreining av et slampulstelemetrisignal i slamsøylen ved hjelp av datasettet; og sende et signal til slampulstelemetrisystemet for å korrigere for minst én av støyen og fordreiningen for å optimalisere slampulstelemetrien.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] Gjenstanden, som betraktes som oppfinnelsen, er spesifikt angitt og krevet beskyttelse for i kravene som følger beskrivelsen. De ovenfor angitte og andre trekk og fordeler med oppfinnelsen vil tydeliggjøres av den følgende detaljerte beskrivelsen, sett sammen med med de vedlagte tegningene, der: Figur 1 illustrerer et eksempel på utførelse av flere følere fordelt langs en borestreng; Figur 2 illustrerer et annet eksempel på utførelse av borestrengen med de flere følerne; Figur 3 illustrerer et eksempel på utførelse av et slampulstelemetrisystem; og Figur 4 viser ett eksempel på en fremgangsmåte for å optimalisere slampulstelemetri.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0010] Det beskrives eksempler på teknikker for optimalisering av slampulstelemetri. Fagmannen vil imidlertid innse at teknikkene kun er illustrasjoner og ikke begrensende for idéene her. Teknikkene, som inkluderer systemer og fremgangs-måter, anvender flere følere fordelt langs en borestreng. Følerne måler minst et trekk ved slam i en søyle avgrenset av borehullet der borestrengen befinner seg eller av innsiden av en borestreng som slammet strømmer gjennom. Hver føler innhenter en måling som svarer til følerens dyp. Med kunnskap om trekkene ved slammet gjennom hele søylen kan således parametere som styrer slampulstelemetrien velges eller justeres for å optimalisere slampulstelemetrien.
[0011] For å lette forklaringen vil utvalgte definisjoner bli gitt for bruk i denne beskrivelsen. Med en "borestreng" menes minst én av borerør og en bunnhullsenhet. I alminnelighet inkluderer borestrengen en kombinasjon av borerøret og bunnhullsenheten. Bunnhullsenheten kan være en borkrone, en prøvetakingsanordning, en loggeanordning eller en annen anordning for å utføre andre funksjoner nede i brønn-hullet. Som ett eksempel kan bunnhullsenheten være et vektrør som inneholder en måling-under-boring-(MWD)-anordning. Med en "føler" menes en føler som kan måle minst ett trekk ved slam i slamsøylen. Ikke-begrensende eksempler på trekk inkluderer trykk, strømningsmengde, temperatur og tetthet. Med "fordelt langs borestrengen" menes at følerne er anordnet på borestrengen langs slamsøylen hovedsakelig fra jordoverflaten til et punkt på borestrengen der slamtelemetrisignaler blir generert.
[0012] Betegnelsen "slampulstelemetri" vedrører et system for å overføre informasjon så som data og kommandoer med bruk av en søyle av slam som overføringsmedium. Informasjonen blir overført ved hjelp av minst én av fluktuasjoner i trykket i og strømningsmengden av slammet. Informasjonen kan bli sendt fra bunnhullsenheten og oppihulls til jordoverflaten (dvs. opplinje). Tilsvarende kan informasjon bli sendt fra jordoverflaten og nedihulls til bunnhullsenheten (dvs. nedlinje). Under brønnopera- sjoner blir slam pumpet inn i boringen i borestrengen med bruk av metoder kjent for fagmannen. Slammet strømmer gjennom borestrengen og forlater denne gjennom dyser, som befinner seg i en nedihullsborkrone. Slammet returnerer til overflaten i ringrommet som avgrenses av utsiden av borestrengen og innsiden av borehullet. Hvilke som helst av slamsøylene (dvs. inne i eller utenfor borestrengen) kan bli anvendt for signaloverføring. Ved opplinje-kommunikasjon mottar en elektronikkenhet nede i hullet informasjon fra en nedihullsanordning og koder inn informasjonen til en sekvens av pulser i en slamsøyle ved hjelp av en pulsgenerator. Sekvensen av pulser eller trykkfluktuasjoner refereres til som et "slampulstelemetrisignal". I én ut-førelsesform genererer pulsgeneratoren en fluktuasjon eller puls ved å slippe ut slammet i borestrengen gjennom en åpning. Hver gang åpningen slipper ut slam genereres en puls. I en annen utførelsesform genererer pulsgeneratoren en fluktuasjon eller puls ved periodisk å begrense strømningen av fluid inne i borestrengen. En signalomformer på overflaten mottar pulsen og gjør om pulsen til et elektrisk signal som kan mottas og behandles av en prosesseringsenhet. Prosesseringsenheten inkluderer fortrinnsvis et datamaskinbasert prosesseringssystem for å eksekvere programinstruksjoner. Med bruk av prosesseringssystemet kan en operatør motta informasjonen.
[0013] Betegnelsen "koblet" vedrører enten en direkte eller en indirekte forbindelse mellom to elementer slik at andre elementer kan sitte mellom de to elementene. Med å "optimalisere" menes minst én av å øke et signal/støy-forhold, øke en telemetri-båndbredde, øke en dataoverføringshastighet og redusere en bitfeilhyppighet. Hvilke som helst av disse optimaliseringsforbedringene kan resultere i en økning av slam-pulstelemetriens pålitelige datahastighet.
[0014] Figur 1 illustrerer et eksempel på utførelse av en borestreng 10 i et borehull 2 som krysser gjennom jorden 9. Borestrengen 10 inkluderer borerør 3 og en bunnhullsenhet 4. Flere følere 5 er fordelt langs borestrengen 10. De flere følerne 5 måler minst én egenskap eller ett trekk ved en slamsøyle eller et slampulstelemetrisignal som forplanter seg i slamsøylen. Slamsøylen kan befinne seg inne i eller utenfor borestrengen 10. Følgelig kan følerne 5 være plassert minst én av inne i og på utsiden av borestrengen 10. Videre er følerne 5 plassert tett nok sammen til å detektere endringer i nevnte minst ene egenskap eller trekk over slamsøylens lengde. Målinger fra følerne 5 blir sendt som data 6 til en prosesseringsenhet 7 på overflaten med bruk av et kommunikasjonssystem 8 med høy båndbredde.
[0015] Ett eksempel på bredbåndskommunikasjonssystem 8 inkluderer "kabeltrukne rør." I én utførelse av kabeltrukne rør er borerøret 3 modifisert til å inkludere en bred-båndskabel (dannet for eksempel av en koaksialkabel) beskyttet av en armert stål-foring. Ved enden av hvert borerør 3 er det en induksjonsspole, som bidrar til kommunikasjon mellom to borerør 3. I denne utførelsesformen blir bredbåndskabelen anvendt for å sende dataene 6 til prosesseringsenheten 7 på overflaten. Omtrent hver 500. meter er en signalforsterker anordnet i operativ kommunikasjon med bredbåndskabelen for å forsterke dataene 6 for å kompensere for signaltap. Prosesseringsenheten 7 mottar dataene 6 fra borerøret 3 på jordoverflaten 9 i nærheten av borehullet 2, eller på et annet ønsket, fjernt sted.
[0016] Ett eksempel på kabeltrukket rør er INTELLIPIPE, alminnelig tilgjengelig fra Intellipipe i Provo, Utah, en avdeling av Grant Prideco. Ett eksempel på bredbåns-kommunikasjonssystem 8 som anvender kabeltrukne rør er nettverket INTELLISERV, også tilgjengelig fra Grant Prideco. Nettverket Intelliserv har data-overføringshastigheter fra femtisyv tusen bit per sekund til én million bit per sekund. Høyhastighets dataoverføring muliggjør samplingsfrekvenser for de målte para-metrene på opptil 200 Hz eller høyere, der hvert sample blir sendt til jordoverflaten 9.
[0017] Bredbåndskommunikasjonssystemet 8 kan også inkludere et optisk fiber festet til borestrengen 10 som et overføringsmedium. Andre overføringsmedier kan inkludere elektromagnetisk (EM-) telemetri eller akustisk telemetri som bredbåndskommunikasjonssystem.
[0018] Figur 2 illustrerer et annet eksempel på utførelsesform av teknologien beskrevet her. Med henvisning til figur 2 blir dataene 6 fra de flere følerne 5 lagret i minne 20. Når borestrengen 10 er fjernet fra borehullet 2, kan dataene 6 bli hentet frem fra minnet 20 og matet inn til prosesseringsenheten 7 på overflaten. Minnet 20 kan være et sentralt lagringssted eller minnet 20 kan være distribuert på forskjellige steder langs borestrengen 10, for eksempel med følerne 5.
[0019] Figur 3 illustrerer et eksempel på utførelse av et slampulstelemetrisystem 30. Slampulstelemetrisystemet 30 inkluderer en nedihulls-elektronikkenhet 31 og en pulsgenerator 32. Nedihulls-elektronikkenheten 31 mottar nedihullsdata 33 fra en nedihullsanordning og koder inn dataene 33 til en sekvens av pulser 34. Pulsgeneratoren 32 mottar pulssekvensen 34 og gjør om pulssekvensen 34 til slampulser 35, som blir overført til jordoverflaten 9. Ved jordoverflaten 9 blir slampulsene 35 mottatt av en signalomformer 36 som er integrert i en mottaker 37. Mottakeren 37 gjør om slampulsene 35 til et telemetrisignal 38 som inkluderer nedihullsdataene 33. Tele-metrisignalet 38 kan bli matet inn til en prosesseringsenhet, så som for eksempel prosesseringsenheten 7. I utførelsesformen i figur 3 sender prosesseringsenheten 7 et parametersignal 39 til minst én av nedihulls-elektronikkenheten 31 og pulsgeneratoren 32 for å mate inn en parameter for slampulstelemetrisystemet 30.
[0020] Idéene her inkluderer optimalisering av parametere for pulsgeneratoren 32 for å øke båndbredden til slampulstelemetrisystemet 30. Eksempler på parametre inkluderer pulsfrekvens, pulsamplitude og typen innkodingsmetode.
[0021] Prosesseringsenheten 7 kan inkludere et datamaskinbasert prosesseringssystem. Eksempler på komponenter i det datamaskinbaserte prosesseringssystemet inkluderer, uten begrensning, minst én prosessor, lagre, minne, innmatings-anordninger (så som et tastatur og mus), utmatingsanordninger (så som en frem-visningsanordning) og liknende. Ettersom disse komponentene er kjente for fagmannen, er de ikke vist i detalj her.
[0022] Generelt reduserer noen av idéene her seg til en algoritme som er lagret på maskinlesbare medier. Algoritmen utføres ved at det datamaskinbaserte prosesseringssystemet eksekvererer maskineksekverbare instruksjoner og gir operatører ønsket utmating.
[0023] Når overflate-prosesseringsenheten 7 mottar dataene 6, sammenstiller prosesseringsenheten 7 et datasett med bruk av en algoritme 18 vist i figur 1. I én utførelsesform inkluderer datasettet typen måling, en måleverdi og dypet der målingen ble utført. Ved hjelp av datasettet optimaliserer prosesseringsenheten 7 slampulstelemetrien.
[0024] Slampulstelemetri kan bli optimalisert med forskjellige teknikker. I én teknikk blir støy kvantifisert i slamsøylen. To eksempler på støy er tilfeldig støy og pumpe-skapt støy. Tilfeldig støy blir i alminnelighet modellert som hvit gaussisk støy. Med bruk av teknikkene beskrevet her kan imidlertid typen tilfeldig støy bli kvantifisert og sammenliknet med den hvite gaussiske støyen for å avgjøre om den hvite gaussiske støyen er egnet for en matematisk modell av slamsøylen. Når støyen er kvantifisert, kan støyen bli subtrahert fra slampulstelemetrisignalet.
[0025] En annen optimeringsteknikk omfatter det å kvantifisere fordreining indusert av slampulstelemetrisignalet som vandrer og forplanter seg i slamsøylen. Fordreiningen kan bli kvantifisert ved hjelp av hvilke som helst av en rekke mulige statistiske modeller. Ikke-begrensende eksempler på fordreining som kan modelleres med disse statistiske modellene inkluderer reduksjon i amplitude som følge av en frekvensøkning, inkoherens i amplitude og fase, fading som følge av flerveisover-føring samt spektraltetthetsskift. Som med den kvantifiserte støyen kan fordreiningen bli subtrahert fra slampulstelemetrisignalet når den har blitt kvantifisert.
[0026] Nok en annen optimeringsteknikk inkluderer bruk av minst én av den kvantifiserte støyen og den kvantifiserte fordreiningen til å velge eller justere parametere for slampulstelemetrisystemet 30. Eksempler på parametre inkluderer pulsfrekvens, pulsamplitude, slamstrømningsmengde og innkodingsmetode. Innkodingsmetoden kan inkludere minst én av tidsdomenemetoder og frekvensdomenemetoder. I tillegg kan andre faktorer velges for å optimalisere båndbredden. Disse andre faktorene inkluderer endring av posisjonen til signalomformeren som mottar slampulsene oppihulls, bruk av flere enn én signalomformer med forskjellig orientering eller plassering, tilveiebringelse av avskjerming for signalomformerne samt valg eller modifisering av pumper slik at pumpestøyen reduseres.
[0027] Figur 4 viser ett eksempel på en fremgangsmåte 40 for å optimalisere slampulstelemetrisystemet 30. Fremgangsmåten 40 omfatter det å (trinn 41) velge en borestreng 10 plassert i borehullet 2. Borestrengen 10 inkluderer de flere følerne 5 fordelt langs borestrengen 10. Hver føler 5 er innrettet for å gjøre en måling av et trekk ved minst én av slam i en søyle og slampulstelemetrisignalet 35 som forplanter seg i slammet. Videre omfatter fremgangsmåten 40 det å (trinn 42) motta målinger fra de flere følerne 5. Videre omfatter fremgangsmåten 40 det å (trinn 43) sammenstille et datasett fra målingene for å optimalisere slampulstelemetrien. Datasettet blir anvendt for å bestemme en parameter for slampulstelemetrisystemet. Videre omfatter fremgangsmåten 40 det å (trinn 44) mate inn parameteren til slampulstelemetrisystemet 30.
[0028] I forskjellige utførelsesformer kan således kabeltrukne rør eller andre slike bredbåndssystemer tilveiebringe en tilbakemeldingskanal. Selv om et borerør som inkluderer et bredbåndssystem så som et kabeltrukket borerør i alminnelighet ikke har brukt for båndbredden som tilveiebringes av slampulstelemetri, kan slampulstelemetrien tilveiebringe et viktig reservesystem for mindre pålitelige systemer med høyere båndbredde. Det er derfor ønskelig å kjøre slampuls parallelt med et system med høyere båndbredde, så som kabeltrukne rør, i tilfelle kabelrørsystemet skulle svikte. I et scenario med svikt av det primære kommunikasjonssystemet blir båndbredden fra slampulssystemet avgjørende. Kontinuerlig overvåkning og optimering av slampulssystemet mens kabeltrukne rør fungerer som de skal sikrer således pålitelig drift.
[0029] I støtte for idéene her kan forskjellige analysekomponenter bli anvendt, inkluderende digitale og/eller analoge systemer. Systemet kan omfatte komponenter så som en prosessor, lagringsmedier, minne, innmating, utmating, kommunikasjons-forbindelse (kabelbasert, trådløs, pulsert slam, optisk eller annet), brukergrensesnitt, dataprogrammer, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (så som resistorer, kondensatorer, induktorer og annet) for å muliggjøre bruk av og analyse med anordningene og fremgangsmåtene beskrevet her på hvilke som helst av flere mulige måter velkjent for fagmannen. Det anses at disse idéene kan, men ikke trenger bli realisert i forbindelse med et sett av datamaskin-eksekverbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, inkluderende minne (ROM, RAM), optiske (CD-ROM) eller magnetiske (disketter, harddisker) platelagre eller hvilke som helst andre typer minner, som når de blir eksekvert bevirker en datamaskin til å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruk-sjonene kan sørge for betjening av utstyr, styring, datainnsamling og analyse samt andre funksjoner som anses som relevante av en utvikler, eier eller bruker av systemet, eller annet slikt personell, i tillegg til funksjonene beskrevet her.
[0030] Videre kan forskjellige andre komponenter innlemmes og bli anvendt for å muliggjøre aspekter ved idéene her. For eksempel kan en kablet rørseksjon, prøve-takingslinje, prøvekammer, pumpe, stempel, kraftforsyning (f.eks. minst én av en generator, en fjernforsyning og et batteri), vakuumforsyning, trykkforsyning, kjøle-komponent, oppvarmingskomponent, magnet, elektromagnet, føler, signalomformer, avskjerming til en signalomformer, elektrode, sender, mottaker, sender/mottaker-enhet, antenne, styringsenhet, optisk enhet, elektrisk enhet eller elektromekanisk enhet innlemmes i støtte for de forskjellige aspektene angitt her eller i støtte for andre funksjoner utover denne beskrivelsen
[0031] Elementer i utførelsesformene har blitt introdusert med bruk av ubestemte en-tallsformer. Entallsformene er ment å bety at det er ett eller flere av elementene. Ordene "inkluderer", "har", "med" og tilsvarende er ment å være inkluderende, slik at det kan være ytterligere elementer utover de angitte elementene. Ordet "eller", når det er anvendt med en liste med minst to elementer, er ment å bety hvilket som helst av elementene eller en hvilken som helst kombinasjon av elementene.
[0032] Fagmannen vil gjenkjenne at de forskjellige komponentene eller teknologiene kan tilveiebringe bestemte nødvendige eller nyttige funksjoner eller trekk. Disse funksjonene og trekkene, som kan være nødvendige i støtte for de vedføyde kravene og variasjoner av disse, gjenkjennes således som naturlig inkludert som en del av idéene her og en del av den beskrevne oppfinnelsen.
[0033] Selv om oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med eksempler på utførelser, vil det forstås av fagmannen at forskjellige endringer kan gjøres og at ekvivalenter kan bli anvendt i stedet for elementer i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme definert av de vedføyde patentkrav. I tillegg vil mange modifikasjoner sees av fagmannen for å tilpasse gitte instrumenter, scenarier eller materialer til utførelses-formene ifølge oppfinnelsen uten å fjerne seg fra dennes ramme definert av de ved-føyde patentkrav. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den konkrete utførelsesformen beskrevet som den forventet beste måte å realisere denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal inkludere alle utførelsesformer som faller innenfor rammen til de vedføyde kravene.
Claims (18)
1. System for optimalisering av et slampulstelemetrisystem, der systemet omfatter: flere følere fordelt langs en borestreng innrettet for å bli plassert i et borehull, for erverving av målinger av et trekk ved slam i en slamsøyle i borehullet fra hovedsakelig et overflatested til hovedsakelig en nedihullspulsgenerator, hvor målingene av trekket ved slammet innbefatter en måling av støy i slamsøylen, og en prosesseringsenhet konfigurert for mottak av målingene fra de flere følerne, for modellering av støyen i slamsøylen til en hvit gaussisk støy, og for subtrahering av støyen fra et slampulstelemetrisignal i slamsøylen.
2. System ifølge krav 1, videre omfattende et minne anordnet i borestrengen, der minnet står i funksjonell kommunikasjon med de flere følerne, og der minnet er innrettet for å lagre målingene og overføre målingene til prosesseringsenheten.
3. System ifølge krav 1, videre omfattende et kommunikasjonssystem med høy båndbredde for overføring av målingene fra de flere følerne til prosesseringsenheten.
4. System ifølge krav 3, der kommunikasjonssystemet med høy båndbredde er innrettet for å sende data fra de flere følerne med en hastighet som overstiger 57000 bit per sekund.
5. System ifølge krav 1, der trekket ved slamsøylen innbefatter minst én av: trykk, strømningsmengde, temperatur og tetthet.
6. System ifølge krav 1, der prosesseringsenheten videre er innrettet for kvantifisering av en fordreining av et slampulstelemetrisignal i søylen.
7. System ifølge krav 1, der støyen omfatter minst én av: pumpestøy og tilfeldig støy.
8. System ifølge krav 6, der prosesseringsenheten videre er innrettet for kvantifisering av fordreiningen ved modellering av minst én av: en reduksjon i amplitude som følge av en frekvensøkning, inkoherens av amplitude og fase, fading forårsaket av flerveisoverføring, og spektralfrekvensskift.
9. System ifølge krav 6, der prosesseringsenheten er innrettet for å sende en parameter for slampulstelemetrisystemet til en pulsgenerator i slampulstelemetrisystemet.
10. System ifølge krav 1, der prosesseringsenheten videre er innrettet for subtrahering av den bestemte støyen fra slampulstelemetrisignalet for å øke et signal/støy-forhold for slampulstelemetrisignalet.
11. Fremgangsmåte for å optimalisere et slampulstelemetrisystem, der fremgangsmåten omfatter det å: anvende en borestreng plassert i et borehull, der borestrengen omfatter flere følere fordelt langs borestrengen fra hovedsakeligog et overflatested til hovedsakelig en nedihullspulsgenerator, der hver føler er innrettet for å erverve målinger av et trekk ved slam i en søyle inne i borehullet, hvor målingene av trekket ved slammet i søylen innbefatter støy, motta målingene fra de flere følerne ved en prosessor, anvende prosessoren til å: modellere støyen i slamsøylen til en hvit gaussisk støy, og subtrahere støyen fra et slampulstelemetrisignal i slamsøylen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å bestemme støyen ved å anvende minst én av: støy i søylen og en fordreining av et slampulstelemetrisignal i søylen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der støyen omfatter minst én av: pumpestøy og tilfeldig støy.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der trinnet med subtrahering eller fjerning av den bestemte støyen videre omfatter det å subtrahere støyen fra signalet i slampulstelemetrisystemet.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der fordreiningen omfatter minst én av: en reduksjon i amplitude som følge av en frekvensøkning, inkoherens i amplitude og fase, fading forårsaket av flerveisoverføring, og spektralfrekvensskift.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende det å sende et signal til et slampulstelemetrisystem for å korrigere for minst én av støyen og fordreiningen.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende det å kvantifisere minst én av: støy i søylen og en fordreining av et slampulstelemetrisignal i søylen.
18. Dataprogramprodukt lagret på maskinlesbare medier for å optimalisere et slampulstelemetrisystem, der produktet omfatter maskineksekverbare instruksjoner for å: motta, ved en prosessor, målinger fra flere følere fordelt langs en borestreng plassert i et borehull fra hovedsakelig et overflatested til hovedsakelig en nedihullspulsgenerator, der hver føler er innrettet for å erverve målinger av et trekk ved minst én av slam i en slamsøyle inne i borehullet, hvor målingene av trekket ved slammet i slamsøylen innbefatter støy, modellere støyen i slamsøylen til en hvit gaussisk støy, og subtrahere støyen fra et slampulstelemetrisignal i slamsøylen.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US4202608P | 2008-04-03 | 2008-04-03 | |
US12/416,218 US8860583B2 (en) | 2008-04-03 | 2009-04-01 | Mud channel characterization over depth |
PCT/US2009/039886 WO2010014273A2 (en) | 2008-04-03 | 2009-04-08 | Mud channel characterization over depth |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101426L NO20101426L (no) | 2010-10-14 |
NO342781B1 true NO342781B1 (no) | 2018-08-06 |
Family
ID=41132753
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101426A NO342781B1 (no) | 2008-04-03 | 2010-10-14 | Slamkanalkarakterisering over dybde |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8860583B2 (no) |
GB (1) | GB2472707B (no) |
NO (1) | NO342781B1 (no) |
WO (1) | WO2010014273A2 (no) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20130020074A1 (en) * | 2011-03-24 | 2013-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for filtering data influenced by a downhole pump |
US9297251B2 (en) * | 2013-02-20 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit systems with temperature sensors and applications using temperature sensor measurements |
CA2974724C (en) | 2015-01-30 | 2021-07-06 | Scientific Drilling International, Inc. | Collaborative telemetry |
US9835025B2 (en) * | 2015-02-16 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole assembly employing wired drill pipe |
CA3009398C (en) * | 2016-01-27 | 2020-08-18 | Evolution Engineering Inc. | Multi-mode control of downhole tools |
CA3014061C (en) * | 2016-02-19 | 2020-04-14 | Scientific Drilling International, Inc. | Sub-surface electromagnetic telemetry systems and methods |
CN111535802B (zh) * | 2020-05-08 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 泥浆脉冲信号处理方法 |
US11499419B2 (en) | 2020-10-07 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data rate optimization and synchronization for mud-pulse telemetry in a wellbore |
US11821306B2 (en) * | 2021-09-10 | 2023-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimization of pulse generation parameters to compensate for channel non-linearity in mud pulse telemetry |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4866680A (en) * | 1977-12-05 | 1989-09-12 | Scherbatskoy Serge Alexander | Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing signal discrimination |
US5969638A (en) * | 1998-01-27 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple transducer MWD surface signal processing |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5182730A (en) * | 1977-12-05 | 1993-01-26 | Scherbatskoy Serge Alexander | Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing signal discrimination |
US5113379A (en) * | 1977-12-05 | 1992-05-12 | Scherbatskoy Serge Alexander | Method and apparatus for communicating between spaced locations in a borehole |
US6088294A (en) * | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
AU2005224600B2 (en) * | 2004-03-04 | 2011-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple distributed force measurements |
US7260477B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-08-21 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Estimation of borehole geometry parameters and lateral tool displacements |
US7730967B2 (en) * | 2004-06-22 | 2010-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions |
US20050284659A1 (en) * | 2004-06-28 | 2005-12-29 | Hall David R | Closed-loop drilling system using a high-speed communications network |
US8004421B2 (en) * | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
-
2009
- 2009-04-01 US US12/416,218 patent/US8860583B2/en active Active
- 2009-04-08 WO PCT/US2009/039886 patent/WO2010014273A2/en active Application Filing
- 2009-04-08 GB GB1017037.1A patent/GB2472707B/en active Active
-
2010
- 2010-10-14 NO NO20101426A patent/NO342781B1/no unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4866680A (en) * | 1977-12-05 | 1989-09-12 | Scherbatskoy Serge Alexander | Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing signal discrimination |
US5969638A (en) * | 1998-01-27 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple transducer MWD surface signal processing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20090251331A1 (en) | 2009-10-08 |
WO2010014273A3 (en) | 2010-04-22 |
GB201017037D0 (en) | 2010-11-24 |
GB2472707A (en) | 2011-02-16 |
NO20101426L (no) | 2010-10-14 |
WO2010014273A2 (en) | 2010-02-04 |
US8860583B2 (en) | 2014-10-14 |
GB2472707B (en) | 2012-06-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO342781B1 (no) | Slamkanalkarakterisering over dybde | |
US10436011B2 (en) | Multi-string monitoring using electro-magnetic (EM) corrosion detection tool | |
US10670563B2 (en) | Method for in-situ calibration of electromagnetic corrosion detection tools | |
US10393703B2 (en) | Multi-point in situ calibration of electromagnetic pipe inspection tools | |
US8805632B2 (en) | Method and apparatus for clock synchronization | |
NO344070B1 (no) | System, fremgangsmåte og datamaskinprogramprodukt for bestemmelse av en endring i litologi for en formasjon gjennomskjæret av et borehull | |
NO20161143A1 (no) | Fremgangsmåte og system for å kalibrere nedihullsverktøy for drift | |
NO20110188A1 (no) | System og fremgangsmate for evaluering av strukturbaret lyd i et borehull | |
US20180348389A1 (en) | Multilateral well sensing system | |
NO332599B1 (no) | Samtidig korrigering for fall og forbedring av opplosning i resistivitetslogger, ved ikke-linaer, iterativ dekonvolvering | |
US9933538B2 (en) | Adaptive optimization of output power, waveform and mode for improving acoustic tools performance | |
NO338666B1 (no) | Brønnboringsresistivitetsverktøy med multiple samtidige frekvenser | |
US10094945B2 (en) | Formation measurements using nonlinear guided waves | |
CA3064194C (en) | Methods and systems with estimated synchronization between modular downhole logging system modules | |
EP3427090A1 (en) | Method and apparatus for active suppression of pipe signals in transient electromagnetic measurements | |
US8775085B2 (en) | Distributed sensors for dynamics modeling | |
CN107735547A (zh) | 流量监测工具 | |
US11359484B2 (en) | Expandable filtration media and gravel pack analysis using low frequency acoustic waves | |
WO2014025701A1 (en) | Differential pressure mud pulse telemetry while pumping | |
CA2367179C (en) | Formation resistivity measurement method that eliminates effects of lateral tool motion | |
US9945975B2 (en) | Active dampening for a wellbore logging tool using iterative learning techniques | |
US9389330B2 (en) | Formation measurements using flexural modes of guided waves | |
US11174725B2 (en) | Tool and method to make high resolution and high penetration measurement of corrosion | |
US8756015B2 (en) | Processing of azimuthal resistivity data in a resistivity gradient | |
NO335416B1 (no) | Verktøy og fremgangsmåte for måling av resistivitet og di-elektrisk konstant under brønnboring, samt for borekjerner i laboratorium |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |