RU2011133822A - Гидро-импульсная телеметрическая система с синхронным усреднением по времени - Google Patents
Гидро-импульсная телеметрическая система с синхронным усреднением по времени Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011133822A RU2011133822A RU2011133822/03A RU2011133822A RU2011133822A RU 2011133822 A RU2011133822 A RU 2011133822A RU 2011133822/03 A RU2011133822/03 A RU 2011133822/03A RU 2011133822 A RU2011133822 A RU 2011133822A RU 2011133822 A RU2011133822 A RU 2011133822A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- component
- hydro
- telemetry
- signal
- strobe
- Prior art date
Links
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 title 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 17
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 11
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims abstract 11
- 244000052769 pathogen Species 0.000 claims 6
- 230000001717 pathogenic effect Effects 0.000 claims 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. MWD гидро-импульсная система для телеметрии данных датчиков во время управления системой направленного бурения, содержащая:(a) телеметрическую секцию для измерения композитного сигнала давления;(b) триггер, чувствительный к возбудителю и совместно работающий со стробом для определения множества приращений строба; и(c) процессор, совместно работающий с упомянутой телеметрической секцией:(i) для алгебраического суммирования инкрементных композитных сигналов давления, измеренных во время упомянутого множества приращений строба, для определения циклического компонента пульсации давления, относящегося к упомянутой системе направленного бурения, и(ii) для комбинирования упомянутого циклического компонента пульсации давления с упомянутым композитным сигналом для получения компонента гидро-импульсного телеметрического сигнала.2. Гидро-импульсная телеметрическая система по п.1, в которой упомянутый возбудитель содержит заранее определенную азимутальную точку на вращающемся элементе.3. Гидро-импульсная телеметрическая система по п.1, в которой упомянутый возбудитель содержит сигнал, генерируемый часами.4. Способ для гидро-импульсной телеметрии данных датчиков во время управления системой направленного бурения, способ, содержащий этапы, на которых:(a) измеряют композитный сигнал давления с помощью телеметрической секции;(b) определяют множество приращений строба с помощью триггера, чувствительного к возбудителю и работающего совместно со стробом; и(c) в процессоре, работающем совместно с упомянутой телеметрической секцией:(i) алгебраически суммируют инкрементные композитные сигналы давления, измеренные во
Claims (16)
1. MWD гидро-импульсная система для телеметрии данных датчиков во время управления системой направленного бурения, содержащая:
(a) телеметрическую секцию для измерения композитного сигнала давления;
(b) триггер, чувствительный к возбудителю и совместно работающий со стробом для определения множества приращений строба; и
(c) процессор, совместно работающий с упомянутой телеметрической секцией:
(i) для алгебраического суммирования инкрементных композитных сигналов давления, измеренных во время упомянутого множества приращений строба, для определения циклического компонента пульсации давления, относящегося к упомянутой системе направленного бурения, и
(ii) для комбинирования упомянутого циклического компонента пульсации давления с упомянутым композитным сигналом для получения компонента гидро-импульсного телеметрического сигнала.
2. Гидро-импульсная телеметрическая система по п.1, в которой упомянутый возбудитель содержит заранее определенную азимутальную точку на вращающемся элементе.
3. Гидро-импульсная телеметрическая система по п.1, в которой упомянутый возбудитель содержит сигнал, генерируемый часами.
4. Способ для гидро-импульсной телеметрии данных датчиков во время управления системой направленного бурения, способ, содержащий этапы, на которых:
(a) измеряют композитный сигнал давления с помощью телеметрической секции;
(b) определяют множество приращений строба с помощью триггера, чувствительного к возбудителю и работающего совместно со стробом; и
(c) в процессоре, работающем совместно с упомянутой телеметрической секцией:
(i) алгебраически суммируют инкрементные композитные сигналы давления, измеренные во время упомянутого множества приращений строба, для определения компонента циклической пульсации давления, относящегося к упомянутой системе направленного бурения, и
(ii) комбинируют упомянутый компонент циклической пульсации давления с упомянутым композитным сигналом для получения компонента гидро-импульсного телеметрического сигнала.
5. Способ по п.4, в котором упомянутый возбудитель содержит заранее определенную азимутальную точку на вращающемся элементе.
6. Способ по п.4, в котором упомянутый возбудитель содержит сигнал, генерируемый часами.
7. Каротажная MWD система, содержащая:
(a) систему направленного бурения;
(a) скважинную гидро-импульсную телеметрическую секцию для передачи сигнального компонента от скважинного датчика;
(b) наземную секцию гидро-импульсной телеметрии для измерения композитного сигнала, содержащего упомянутый сигнальный компонент;
(c) триггер, чувствительный к азимутальной точке на вращающемся элементе, и работающий совместно со стробом для определения множества приращений строба; и
(d) процессор, совместно работающий с упомянутой телеметрической секцией:
(i) для алгебраического суммирования инкрементных композитных сигналов, измеренных во время упомянутого множества приращений строба, для определения компонента циклической пульсации, относящегося к упомянутой системе направленного бурения, и
(ii) комбинирования упомянутого компонента циклической пульсации с упомянутым композитным сигналом для получения упомянутого сигнального компонента.
8. Каротажная система по п.7, в которой упомянутый компонент циклической пульсации нормализуется как функция от упомянутого определения упомянутого множества упомянутых приращений строба.
9. Каротажная система по п.7, дополнительно содержащая заранее определенное отношение для конвертации упомянутого сигнального компонента в интересующий параметр.
10. Каротажная система по п.9, дополнительно содержащая записывающее устройство, совместно работающее с упомянутым процессором для генерации каротажной диаграммы упомянутого интересующего параметра.
11. Каротажная система по п.7, в которой упомянутая система направленного бурения содержит:
(a) кривой переходник, работающий совместно с буровой колонной и буровым долотом; и
(b) мотор бурового флюида, расположенный в упомянутом кривом переходнике; где
(i) упомянутая буровая колонна и упомянутый мотор бурового флюида операционно подсоединены к упомянутому буровому долоту для управления упомянутым буровым долотом независимо от вращения упомянутой буровой колонны,
(ii) упомянутый компонент циклической пульсации используется для изменения скорости вращения бурового долота, и
(iii) упомянутая скважина отклоняется при помощи упомянутого периодического изменения упомянутой скорости вращения упомянутого бурового долота.
12. Способ MWD каротажа, содержащий этапы, на которых:
(a) обеспечивают систему направленного бурения;
(a) передают сигнальный компонент из скважинного датчика с помощью скважинной секции гидро-импульсной телеметрии;
(b) измеряют композитный сигнал, содержащий упомянутый сигнальный компонент, с помощью наземной секции гидро-импульсной телеметрии;
(c) определяют множество приращений строба с помощью триггера, чувствительного к азимутальной точке на вращающемся элементе и работающего совместно со стробом; и
(d) с помощью процессора, работающего совместно с упомянутой телеметрической секцией;
(i) алгебраически суммируют инкрементные композитные сигналы давления, измеренные во время упомянутого множества приращений строба, для определения компонента циклической пульсации давления, относящегося к упомянутой системе направленного бурения, и
(ii) комбинируют упомянутый компонент циклической пульсации давления с упомянутым композитным сигналом для получения компонента гидро-импульсного телеметрического сигнала.
13. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап, на котором нормализуют упомянутый компонент циклической пульсации как функцию упомянутого определения упомянутого множества упомянутых приращений строба.
14. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап, на котором конвертируют упомянутый сигнальный компонент в интересующий параметр с помощью заранее определенного отношения.
15. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап, на котором генерируют каротажную диаграмму упомянутого интересующего параметра с помощью записывающего устройства, совместно работающего с процессором.
16. Способ по п.12, в котором упомянутая система направленного бурения содержит:
(a) кривой переходник, работающий совместно с буровой колонной и буровым долотом; и
(b) мотор бурового флюида, расположенный в упомянутом кривом переходнике; в котором
(i) упомянутая буровая колонна и упомянутый мотор бурового флюида операционно подсоединены к упомянутому буровому долоту для управления упомянутым буровым долотом независимо от вращения упомянутой буровой колонны;
(ii) упомянутый циклический компонент пульсации используется для изменения скорости вращения бурового долота и
(iii) упомянутая скважина отклоняется при помощи упомянутого периодического изменения упомянутой скорости вращения упомянутого бурового долота.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/855,213 US20120039151A1 (en) | 2010-08-12 | 2010-08-12 | Mud pulse telemetry synchronous time averaging system |
| US12/855,213 | 2010-08-12 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011133822A true RU2011133822A (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=44759410
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011133822/03A RU2011133822A (ru) | 2010-08-12 | 2011-08-11 | Гидро-импульсная телеметрическая система с синхронным усреднением по времени |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120039151A1 (ru) |
| EP (1) | EP2418351A1 (ru) |
| AU (1) | AU2011205110A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI1104009A2 (ru) |
| CA (1) | CA2747272A1 (ru) |
| MX (1) | MX2011008370A (ru) |
| RU (1) | RU2011133822A (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012027633A2 (en) * | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Smith International, Inc. | Mud pulse telemetry noise reduction method |
| US9644440B2 (en) | 2013-10-21 | 2017-05-09 | Laguna Oil Tools, Llc | Systems and methods for producing forced axial vibration of a drillstring |
| US9702246B2 (en) * | 2014-05-30 | 2017-07-11 | Scientific Drilling International, Inc. | Downhole MWD signal enhancement, tracking, and decoding |
| CN115296752B (zh) * | 2022-08-02 | 2024-04-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 泥浆脉冲数据编码和传输方法、装置和设备 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3260318A (en) | 1963-11-12 | 1966-07-12 | Smith Ind International Inc | Well drilling apparatus |
| GB1388713A (en) | 1972-03-24 | 1975-03-26 | Russell M K | Directional drilling of boreholes |
| US4642800A (en) * | 1982-08-23 | 1987-02-10 | Exploration Logging, Inc. | Noise subtraction filter |
| US5146433A (en) * | 1991-10-02 | 1992-09-08 | Anadrill, Inc. | Mud pump noise cancellation system and method |
| WO2007095111A1 (en) * | 2006-02-14 | 2007-08-23 | Baker Hughes Incorporated | System and method for measurement while drilling telemetry |
| US7609169B2 (en) * | 2006-08-31 | 2009-10-27 | Precision Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry apparatus and methods for minimizing cyclical or synchronous noise |
-
2010
- 2010-08-12 US US12/855,213 patent/US20120039151A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-07-26 CA CA2747272A patent/CA2747272A1/en not_active Abandoned
- 2011-07-27 EP EP11175593A patent/EP2418351A1/en not_active Withdrawn
- 2011-08-02 AU AU2011205110A patent/AU2011205110A1/en not_active Abandoned
- 2011-08-08 MX MX2011008370A patent/MX2011008370A/es unknown
- 2011-08-11 BR BRPI1104009-2A patent/BRPI1104009A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-08-11 RU RU2011133822/03A patent/RU2011133822A/ru not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2418351A1 (en) | 2012-02-15 |
| CA2747272A1 (en) | 2012-02-12 |
| MX2011008370A (es) | 2012-02-20 |
| AU2011205110A1 (en) | 2012-03-01 |
| BRPI1104009A2 (pt) | 2013-05-21 |
| US20120039151A1 (en) | 2012-02-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2595107A1 (en) | Electromagnetic telemetry apparatus and methods for minimizing cyclical or synchronous noise | |
| US9354050B2 (en) | Borehole characterization | |
| US11542810B2 (en) | Downhole tool for determining laterals | |
| US10100630B2 (en) | Method and apparatus for communicating incremental depth and/or other useful data of a downhole tool | |
| US20050259512A1 (en) | Acoustic caliper with transducer array for improved off-center performance | |
| US8362915B2 (en) | System and method for determining stretch or compression of a drill string | |
| CA2931182C (en) | Wellbore tubular length determination using pulse-echo measurements | |
| EP2697668A1 (en) | Azimuthal brittleness logging systems and methods | |
| US8613315B2 (en) | Complex tool for well monitoring | |
| RU2011133822A (ru) | Гидро-импульсная телеметрическая система с синхронным усреднением по времени | |
| AU2012376842B2 (en) | Compressional velocity correction apparatus, methods, and systems | |
| US7730943B2 (en) | Determination of azimuthal offset and radius of curvature in a deviated borehole using periodic drill string torque measurements | |
| CA2895600C (en) | Acoustic data compression technique | |
| CN101460868A (zh) | 用于在钻头前方以及在钻头处按照方位角确定地层电阻率的方法和设备 | |
| US11719080B2 (en) | Sensor system for detecting fiber optic cable locations and performing flow monitoring downhole | |
| US20140142855A1 (en) | Wellbore Instrument Clock Oscillator and Instrument System Made Therewith | |
| CN105089651A (zh) | 随钻电阻率测量装置及测量方法 | |
| RU2017116145A (ru) | Автономно-телеметрическая забойная система диаметром 172 мм для каротажа в процессе бурения (автономно-телеметрическая система) и способ ее реализации | |
| Chulkov | PERSPECTIVES OF DEVELOPMENT OF MODERN DRILLING ASSEMBLY'POSITIONING SYSTEMS | |
| WO2004081494A2 (en) | Determination of the orientation of a dowhole device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20130805 |