RU2017130499A - Совместная телеметрия - Google Patents
Совместная телеметрия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2017130499A RU2017130499A RU2017130499A RU2017130499A RU2017130499A RU 2017130499 A RU2017130499 A RU 2017130499A RU 2017130499 A RU2017130499 A RU 2017130499A RU 2017130499 A RU2017130499 A RU 2017130499A RU 2017130499 A RU2017130499 A RU 2017130499A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signal
- sequence
- synchronization sequence
- channel
- synchronization
- Prior art date
Links
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04Q—SELECTING
- H04Q9/00—Arrangements in telecontrol or telemetry systems for selectively calling a substation from a main station, in which substation desired apparatus is selected for applying a control signal thereto or for obtaining measured values therefrom
- H04Q9/04—Arrangements for synchronous operation
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04Q—SELECTING
- H04Q9/00—Arrangements in telecontrol or telemetry systems for selectively calling a substation from a main station, in which substation desired apparatus is selected for applying a control signal thereto or for obtaining measured values therefrom
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B47/13—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 by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B15/00—Suppression or limitation of noise or interference
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L7/00—Arrangements for synchronising receiver with transmitter
- H04L7/0008—Synchronisation information channels, e.g. clock distribution lines
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L7/00—Arrangements for synchronising receiver with transmitter
- H04L7/0016—Arrangements for synchronising receiver with transmitter correction of synchronization errors
- H04L7/0033—Correction by delay
- H04L7/0041—Delay of data signal
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L7/00—Arrangements for synchronising receiver with transmitter
- H04L7/04—Speed or phase control by synchronisation signals
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L7/00—Arrangements for synchronising receiver with transmitter
- H04L7/04—Speed or phase control by synchronisation signals
- H04L7/041—Speed or phase control by synchronisation signals using special codes as synchronising signal
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B13/00—Transmission systems characterised by the medium used for transmission, not provided for in groups H04B3/00 - H04B11/00
- H04B13/02—Transmission systems in which the medium consists of the earth or a large mass of water thereon, e.g. earth telegraphy
Claims (114)
1. Способ, содержащий этапы, на которых:
создают одну или более телеметрических систем передачи, при этом одна или более систем передачи содержат один или более приемников и один или более передатчиков;
передают первую синхронизирующую последовательность от одной или более телеметрических систем передачи, причем первую синхронизирующую последовательность передают по первому каналу, при этом первая синхронизирующая последовательность является по меньшей мере частью первого телеметрического сигнала;
передают вторую синхронизирующую последовательность от одной или более телеметрических систем передачи, причем вторую синхронизирующую последовательность передают по второму каналу, при этом вторая синхронизирующая последовательность является по меньшей мере частью второго телеметрического сигнала, и первую и вторую синхронизирующие последовательности передают одновременно или с заданной временной разностью;
принимают первую синхронизирующую последовательность на одном или более приемниках; и
принимают вторую синхронизирующую последовательность на одном или более приемниках.
2. Способ по п. 1, в котором первую синхронизирующую последовательность и вторую синхронизирующую последовательность передают по разным физическим каналам.
3. Способ по п. 2, в котором физические каналы выбирают из группы, состоящей из столба бурового раствора, электромагнитного канала передачи через пласт/по бурильной колонне, канала передачи акустических волн по бурильной колонне или снабженной проводом трубы.
4. Способ по п. 1, в котором первую синхронизирующую последовательность и вторую синхронизирующую последовательность передают по различным частотным каналам.
5. Способ по п. 1, в котором каждая из одной или более телеметрических систем передачи включает в себя синхронизатор времени.
6. Способ по п. 5, в котором синхронизатор времени представляет собой один тактовый генератор.
7. Способ по п. 6, в котором синхронизатор времени представляет собой два или более тактовых генераторов.
8. Способ по п. 7, в котором два или более тактовых генераторов являются синхронизированными тактовыми генераторами.
9. Способ по п. 7, в котором два или более тактовых генераторов являются не синхронизированными тактовыми генераторами, и при этом оценивают дрейф тактовых генераторов.
10. Способ по п. 1, в котором дополнительно используют контроллер, при этом контроллер соединен с возможностью передачи данных с каждой из одной или более телеметрических систем передачи.
11. Способ по п. 10, в котором контроллер включает в себя приемную систему, при этом приемная система выполнена с возможностью принимать телеметрические сигналы из первого канала и второго канала одновременно.
12. Способ по п. 10, в котором контроллер включает в себя модель прохождения в канале.
13. Способ по п. 12, в котором модель прохождения в канале представляет собой модель отслеживания временной задержки, физическую модель прохождения или модель смешанной временной задержки.
14. Способ по п. 13, в котором модель прохождения в канале представляет собой модель отслеживания временной задержки, причем способ дополнительно содержит:
определение оцененного времени начала первой синхронизирующей последовательности;
определение оцененного времени начала второй синхронизующей последовательности;
вычисление первой измеренной временной задержки между первой синхронизирующей последовательностью и второй синхронизирующей последовательностью как разности между оцененным временем начала первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности;
достижение захвата сигнала либо в первом канале, либо во втором канале;
вычисление второй измеренной временной задержки после захвата сигнала либо в первом канале, либо во втором канале;
смешение первой измеренной временной задержки и второй измеренной временной задержки для получения оценки обновленной временной задержки, при этом оценка обновленной временной задержки представляет собой оцененную временную задержку.
15. Способ по п. 13, в котором модель прохождения в канале представляет собой физическую модель прохождения, причем способ дополнительно содержит:
обеспечение устройства для измерения глубины;
определение расстояния от первого передатчика до первого приемника с использованием устройства для измерения глубины;
определение скорости телеметрического сигнала; и
определение прогнозируемой временной задержки путем деления расстояния от первого передатчика до первого приемника на скорость телеметрического сигнала, при этом прогнозная временная задержка является оцененной временной задержкой.
16. Способ по п.13, в котором модель прохождения в канале представляет собой модель смешанной временной задержки и где способ дополнительно содержит:
определение прогнозируемой временной задержки;
определение оценки обновленной временной задержки;
смешение прогнозируемой временной задержки и обновленной временной задержки для получения оцененной временной задержки.
17. Способ по п. 12, дополнительно содержащий этапы, на которых:
определяют оцененную временную задержку для первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности;
выполняют операцию комбинированной синхронизации по первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности, используя оцененную временную задержку для обнаружения комбинированной синхронизирующей последовательности; и
выполняют временную синхронизацию по меньшей мере одного приемника относительно комбинированной синхронизирующей последовательности.
18. Способ по п. 17, в котором этап выполнения операции комбинированной синхронизации содержит выполнение корреляции по отношению к комбинации первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности при использовании комбинированного коррелятора.
19. Способ по п. 18, в котором операция комбинированной синхронизации приводит к вычислению комбинированного коэффициента ρ с корреляции, при этом ρ с вычисляют, используя уравнение:
где ρ с определяют при индексе k времени для n опорных волновых сигналов r i при соответствующих сигналах s i , которые оба имеют продолжительность m i , при средних и , соответственно, и смещении o i сигналов во времени, при этом s i представляет первый телеметрический сигнал и второй телеметрический сигнал, опорные волновые сигналы r i представляют собой опорные волновые сигналы, которые соответствуют сигналам s i , а смещения o i сигналов во времени являются оцененными временными задержками для первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности.
20. Способ по п. 17, в котором этап выполнения операции комбинированной синхронизации содержит:
удаление среднего последовательности из первой синхронизирующей последовательности;
удаление среднего последовательности из первой опорной синхронизирующей последовательности;
умножение каждой точки первой синхронизирующей последовательности и первой опорной синхронизирующей последовательности для получения первого результирующего выходного сигнала;
удаление среднего последовательности из второй синхронизирующей последовательности;
удаление среднего последовательности из второй опорной синхронизирующей последовательности;
умножение каждой точки второй синхронизирующей последовательности и второй опорной синхронизирующей последовательности для получения второго результирующего выходного сигнала;
суммирование первого результирующего выходного сигнала и второго результирующего сигнала для образования суммарного выходного сигнала;
нормирование суммарного выходного сигнала относительно квадратного корня из произведения энергий комбинированной опорной последовательности и сигнала для образования выходного сигнала комбинированного коррелятора.
21. Способ по п. 17, в котором этап выполнения операции комбинированной синхронизирующей последовательности содержит:
определение отношения сигнала к шуму для первого канала;
определение отношения сигнала к шуму для второго канала;
задание первого предварительно определенного порога на основании отношения сигнала к шуму для первого канала;
задание второго предварительно определенного порога на основании отношения сигнала к шуму для второго канала;
осуществление корреляции первого синхронизирующего сигнала;
осуществление корреляции второго синхронизирующего сигнала;
определение, превышает ли выходной сигнал из этапа осуществления корреляции первого синхронизирующего сигнала или выходной сигнал из этапа корреляции второго синхронизирующего сигнала первый заданный порог или второй заданный порог, соответственно; и
если либо выходной сигнал из этапа осуществления корреляции первого синхронизирующего сигнала, либо выходной сигнал из этапа осуществления корреляции второго синхронизирующего сигнала превышает первый заданный порог или второй заданный порог, определение, достигается ли захват сигнала.
22. Способ по п. 17, в котором этап выполнения операции комбинированной синхронизации содержит использование способа взвешенной корреляции.
23. Способ по п. 22, в котором в способе взвешенной корреляции используют взвешенный коэффициент ρ w корреляции, при этом ρ w вычисляют, используя уравнение:
где ρ w определяют при индексе k времени для n опорных волновых сигналов r i при соответствующих сигналах s i , которые оба имеют продолжительность m i , при средних и , соответственно, и смещении o i сигналов во времени, при этом s i представляет первый телеметрический сигнал и второй телеметрический сигнал, опорные волновые сигналы r i представляют собой опорные волновые сигналы, которые соответствуют сигналам s i , а смещения o i сигналов во времени являются оцененными временными задержками для первой синхронизирующей последовательности и второй синхронизирующей последовательности, веса W i являются весовыми коэффициентами, основанными на оцененном отношении сигнала к шуму (SNR) или вероятности (Pb) битовой ошибки для соответствующего канала.
24. Способ по п. 23, в котором вес W i для первого телеметрического сигнала и второго телеметрического сигнала определяют путем:
измерения отношения сигнала к шуму для первого телеметрического сигнала (SNR1);
измерения отношения сигнала к шуму для второго телеметрического сигнала (SNR2);
вычисления весового коэффициента W 1 для первого телеметрического сигнала при использовании формулы SNR1/(SNR1+SNR2); и
вычисления весового коэффициента W 2 для второго телеметрического сигнала при использовании формулы SNR2/(SNR1+SNR2).
25. Способ по п. 22, в котором вес W i для первого телеметрического сигнала и второго телеметрического сигнала определяют путем:
измерения вероятности битовой ошибки для первого телеметрического сигнала (Pb1);
измерения вероятности битовой ошибки для второго телеметрического сигнала (Pb2);
вычисления весового коэффициента W 1 для первого телеметрического сигнала при использовании формулы (1/Pb1)/(1/Pb1+1/Pb2); и
вычисления весового коэффициента W 2 для второго телеметрического сигнала при использовании формулы (1/Pb2)/(1/Pb1+1/Pb2).
26. Способ по п. 22, в котором этап выполнения операции комбинированной синхронизации содержит:
определение отношения сигнала к шуму (SNR1) или вероятности битовой ошибки (Pb1) для первого телеметрического сигнала;
определение отношения сигнала к шуму (SNR2) или вероятности битовой ошибки (Pb2) для второго телеметрического сигнала;
удаление среднего из первой опорной синхронизирующей последовательности;
умножение каждой точки первой синхронизирующей последовательности и первой опорной синхронизирующей последовательности для получения первого результирующего выходного сигнала;
суммирование и затем нормирование первого результирующего выходного сигнала относительно квадратного корня из произведения энергий опорной последовательности и сигнала для получения невзвешенного коэффициента 1 корреляции;
удаление среднего последовательности из второй синхронизирующей последовательности;
удаление среднего последовательности из второй опорной синхронизирующей последовательности;
умножение каждой точки второй синхронизирующей последовательности и второй опорной синхронизирующей последовательности для получения второго результирующего выходного сигнала;
суммирование и затем нормирование второго результирующего выходного сигнала относительно квадратного корня из произведения энергий опорной последовательности и сигнала для получения невзвешенного коэффициента 2 корреляции;
преобразование невзвешенного коэффициента 1 корреляции во взвешенный коэффициент 1 корреляции при использовании либо отношения сигнала к шуму, либо вероятности битовой ошибки для телеметрического сигнала 1;
преобразование невзвешенного коэффициента 2 корреляции во взвешенный коэффициент 2 корреляции при использовании либо отношения сигнала к шуму, либо вероятности битовой ошибки для телеметрического сигнала 2; и
объединение взвешенного коэффициента 1 корреляции и взвешенного коэффициента 2 корреляции для образования взвешенного выходного сигнала коррелятора.
27. Способ по п. 26, в котором преобразование невзвешенного коэффициента 1 корреляции во взвешенный коэффициент 1 корреляции и невзвешенного коэффициента 2 корреляции во взвешенный коэффициент 2 корреляции осуществляют путем:
умножения невзвешенного коэффициента 1 корреляции на SNR1/(SNR1+SNR2) или (1/Pb1)/(1/Pb1+1/Pb2); и
умножения невзвешенного коэффициента 2 корреляции на SNR2/(SNR1+SNR2) или (1/Pb2)/(1/Pb1+1/Pb2).
28. Способ по п. 17, дополнительно содержащий:
определение, достигается ли захват сигнала в одном или более приемниках.
29. Способ по п. 28, в котором этап определения, достигается ли захват сигнала, содержит:
получение выходного сигнала комбинированного коррелятора, выходного сигнала коррелятора для составной последовательности или взвешенного выходного сигнала коррелятора, при этом выходной сигнал комбинированного коррелятора, выходной сигнал коррелятора для составной последовательности или взвешенный выходной сигнал коррелятора находится в пределах от -100% до 100%;
определение задаваемого порога корреляции; и
сравнение выходного сигнала комбинированного коррелятора, выходного сигнала коррелятора для составной последовательности или взвешенного выходного сигнала коррелятора с заданным порогом корреляции.
30. Способ по п. 29, в котором задаваемый порог корреляции составляет от 55% до 85%.
31. Способ по п. 30, дополнительно содержащий:
вычисление коэффициента корреляции для каждой выборки из телеметрического сигнала;
определение максимального выходного сигнала комбинированного коррелятора, выходного сигнала коррелятора для составной последовательности или взвешенного выходного сигнала коррелятора; и
определение момента времени максимального выходного сигнала комбинированного коррелятора, выходного сигнала коррелятора для составной последовательности или взвешенного выходного сигнала коррелятора, при этом моментом времени максимального выходного сигнала комбинированного коррелятора, выходного сигнала коррелятора для составной последовательности или взвешенного выходного сигнала коррелятора определяется момент времени синхронизации.
32. Способ по п. 30, дополнительно содержащий:
достижение захвата сигнала в первом канале;
поиск второй синхронизирующей последовательности во втором телеметрическом канале на основании оцененной временной задержки между первой синхронизирующей последовательностью и второй синхронизирующей последовательностью.
33. Способ по п. 30, дополнительно содержащий:
обнаружение события; и
поиск первой синхронизирующей последовательности в первом телеметрическом канале или второй синхронизирующей последовательности во втором канале синхронизации на основании обнаружения события.
34. Способ по п. 33, в котором событие представляет собой начало или прекращение протекания бурового раствора, начало или прекращение вращения бурильной колонны, перемещение бурильной колонны вверх или вниз или контакт бурового долота с забоем скважины.
35. Способ по п. 1, в котором в первый телеметрический канал или второй телеметрический канал не включают последовательность данных.
36. Способ, содержащий этапы, на которых:
создают одну или более телеметрических систем передачи, при этом одна или более систем передачи содержат один или более приемников и один или более передатчиков;
передают первую синхронизирующую последовательность от одной или более телеметрических систем передачи, первую синхронизирующую последовательность передают по первому каналу, при этом первая синхронизирующая последовательность является по меньшей мере частью первого телеметрического сигнала;
повторяют первую синхронизирующую последовательность в первом канале на заданном промежутке времени; и
принимают первую синхронизирующую последовательность на одном или более приемниках.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562110109P | 2015-01-30 | 2015-01-30 | |
US62/110,109 | 2015-01-30 | ||
PCT/US2016/015853 WO2016123588A1 (en) | 2015-01-30 | 2016-01-30 | Dual mode telemetry |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017130499A true RU2017130499A (ru) | 2019-03-04 |
RU2017130499A3 RU2017130499A3 (ru) | 2019-06-10 |
Family
ID=56544452
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017130499A RU2017130499A (ru) | 2015-01-30 | 2016-01-30 | Совместная телеметрия |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US9749717B2 (ru) |
EP (1) | EP3250786A4 (ru) |
CA (3) | CA3119166C (ru) |
RU (1) | RU2017130499A (ru) |
WO (1) | WO2016123588A1 (ru) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10125558B2 (en) * | 2014-05-13 | 2018-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pumps-off annular pressure while drilling system |
US10419018B2 (en) | 2015-05-08 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time annulus pressure while drilling for formation integrity test |
US10240452B2 (en) * | 2015-11-20 | 2019-03-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reservoir analysis with well pumping system |
US10113418B2 (en) * | 2016-06-30 | 2018-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for spectrum estimation for measure while drilling telemetry in a well system |
US20180199357A1 (en) * | 2017-01-12 | 2018-07-12 | Hcl Technologies Limited | System for transmitting aircraft data to ground station(s) via one or more communication channels |
WO2018161299A1 (zh) * | 2017-03-09 | 2018-09-13 | 华为技术有限公司 | 无线通信的方法、控制设备、节点和终端设备 |
CN106907144B (zh) * | 2017-05-08 | 2021-02-09 | 中国石油大学(华东) | 卡锁式井下声波信号地面接收显示系统 |
CN110870216B (zh) * | 2017-07-14 | 2021-06-15 | 华为技术有限公司 | 一种波束成形方法及设备 |
US11050377B2 (en) | 2017-10-30 | 2021-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for managing drive parameters after maintenance |
US10920562B2 (en) | 2017-11-01 | 2021-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Remote control and monitoring of engine control system |
CN108343424B (zh) * | 2017-12-19 | 2021-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 钻井位置的确定方法和装置 |
US11264801B2 (en) | 2018-02-23 | 2022-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Load management algorithm for optimizing engine efficiency |
US10742258B1 (en) * | 2018-09-26 | 2020-08-11 | Novatel Inc. | System and method for demodulating code shift keying data utilizing correlations with combinational PRN codes generated for different bit positions |
US10742257B1 (en) | 2018-09-26 | 2020-08-11 | Novatel Inc. | System and method for demodulating code shift keying data from a satellite signal utilizing a binary search |
US11709262B2 (en) | 2019-10-04 | 2023-07-25 | Woods Hole Oceanographic Institution | Doppler shift navigation system and method of using same |
CN114599857A (zh) * | 2019-10-31 | 2022-06-07 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 井下通信系统 |
GB2599064B (en) * | 2020-04-16 | 2023-05-31 | Schlumberger Technology Bv | Systems and methods for downhole communication |
CN112664177B (zh) * | 2020-12-29 | 2022-06-21 | 重庆邮电大学 | 一种基于归一化卷积与自适应滤波的油井动液面测量方法 |
US11885218B2 (en) | 2021-04-05 | 2024-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive pulse waveform for channel estimation in mud pulse telemetry |
US20230137394A1 (en) * | 2021-10-28 | 2023-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for Data Compression and Optimization for Downhole Telemetry |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4509170A (en) | 1982-02-22 | 1985-04-02 | Hydroacoustics Inc. | Time division multiplex transmission of submultiplex sequences of signals from sections of a chain of data acquisition units |
US4602375A (en) | 1982-06-11 | 1986-07-22 | Communications Satellite Corporation | Onboard clock correction by means of drift prediction |
US5222048A (en) * | 1990-11-08 | 1993-06-22 | Eastman Teleco Company | Method for determining borehole fluid influx |
US5379224A (en) | 1991-11-29 | 1995-01-03 | Navsys Corporation | GPS tracking system |
US5506577A (en) * | 1994-08-31 | 1996-04-09 | Western Atlas International, Inc. | Synchronizer for pulse code modulation telemetry |
US6104978A (en) * | 1998-04-06 | 2000-08-15 | General Electric Company | GPS-based centralized tracking system with reduced energy consumption |
US20050046592A1 (en) * | 2003-08-29 | 2005-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Priority data transmission in a wireline telemetry system |
US7253671B2 (en) * | 2004-06-28 | 2007-08-07 | Intelliserv, Inc. | Apparatus and method for compensating for clock drift in downhole drilling components |
US7313052B2 (en) * | 2005-04-08 | 2007-12-25 | Baker Hughes Incorporated | System and methods of communicating over noisy communication channels |
US8991489B2 (en) * | 2006-08-21 | 2015-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
US8811118B2 (en) * | 2006-09-22 | 2014-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Downhole noise cancellation in mud-pulse telemetry |
US8024121B2 (en) * | 2008-01-25 | 2011-09-20 | Smith International, Inc. | Data compression method for use in downhole applications |
US8860583B2 (en) * | 2008-04-03 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Mud channel characterization over depth |
EP2350697B1 (en) * | 2008-05-23 | 2021-06-30 | Baker Hughes Ventures & Growth LLC | Reliable downhole data transmission system |
US20120250461A1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-10-04 | Guillaume Millot | Transmitter and receiver synchronization for wireless telemetry systems |
US8378839B2 (en) | 2009-05-26 | 2013-02-19 | Intelliserv, Llc | Methods for clock synchronization in wellbore instruments |
CA2929158C (en) * | 2011-01-21 | 2018-04-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Telemetry operated circulation sub |
US9822634B2 (en) * | 2012-02-22 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry systems and methods with time-reversal pre-equalization |
WO2014037684A1 (en) * | 2012-09-04 | 2014-03-13 | Khalifa University of Science, Technology, and Research | Methods and devices for clock synchronization |
US9291049B2 (en) * | 2013-02-25 | 2016-03-22 | Evolution Engineering Inc. | Downhole electromagnetic and mud pulse telemetry apparatus |
EP2959103B1 (en) | 2013-02-25 | 2019-05-29 | Evolution Engineering Inc. | Integrated downhole system with plural telemetry subsystems |
US9723581B2 (en) * | 2013-10-18 | 2017-08-01 | Qualcomm Incorporated | Systems and methods for establishing synchronization across multiple networks and participating STAs via operations on a known common channel |
US9374796B2 (en) * | 2014-10-10 | 2016-06-21 | Qualcomm Incorporated | Channel structure for a cellular internet of things system |
-
2016
- 2016-01-30 CA CA3119166A patent/CA3119166C/en active Active
- 2016-01-30 EP EP16744251.6A patent/EP3250786A4/en not_active Withdrawn
- 2016-01-30 CA CA2974724A patent/CA2974724C/en active Active
- 2016-01-30 CA CA3119206A patent/CA3119206A1/en not_active Withdrawn
- 2016-01-30 RU RU2017130499A patent/RU2017130499A/ru unknown
- 2016-01-30 WO PCT/US2016/015853 patent/WO2016123588A1/en active Application Filing
- 2016-01-30 US US15/011,532 patent/US9749717B2/en active Active
-
2017
- 2017-08-02 US US15/667,428 patent/US10070205B2/en active Active
- 2017-08-02 US US15/667,353 patent/US10070204B2/en active Active
- 2017-08-02 US US15/667,393 patent/US10349151B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2974724A1 (en) | 2016-08-04 |
US10349151B2 (en) | 2019-07-09 |
CA3119206A1 (en) | 2016-08-04 |
CA3119166A1 (en) | 2016-08-04 |
CA2974724C (en) | 2021-07-06 |
EP3250786A4 (en) | 2018-10-17 |
US10070204B2 (en) | 2018-09-04 |
US20170332157A1 (en) | 2017-11-16 |
US20170359633A1 (en) | 2017-12-14 |
US20170332156A1 (en) | 2017-11-16 |
RU2017130499A3 (ru) | 2019-06-10 |
US20160227298A1 (en) | 2016-08-04 |
US9749717B2 (en) | 2017-08-29 |
WO2016123588A1 (en) | 2016-08-04 |
EP3250786A1 (en) | 2017-12-06 |
US10070205B2 (en) | 2018-09-04 |
CA3119166C (en) | 2021-11-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2017130499A (ru) | Совместная телеметрия | |
JP4783481B1 (ja) | 超音波測定方法および超音波測定装置 | |
JP2019128341A5 (ja) | 測距装置 | |
GB2448437A (en) | Method of determining a seismic velocity profile | |
CA2676377A1 (en) | Apparatus and method for clock shift correction for measurement-while-drilling measurements | |
JP2020526142A5 (ru) | ||
EA200970945A1 (ru) | Система и способ приема и расшифровки передачи электромагнитных волн внутри скважины | |
WO2009079380A3 (en) | Process for sub-microsecond time transfer using weak gps/gnss signals | |
WO2007022116B1 (en) | Method and apparatus for detecting overpressured zone ahead of a drill bit using resistivity and seismic measurements | |
WO2011072135A3 (en) | Method and apparatus for borehole positioning | |
CN105323029A (zh) | 基于声链路测距、测速的水声通信动态时钟同步方法 | |
CA2414412A1 (en) | Acoustic logging apparatus and method | |
CN101895380B (zh) | 一种用于差分混沌调制通信系统的盲估计位同步实现方法 | |
CN1542572A (zh) | 延时测量 | |
WO2012128867A3 (en) | Apparatus and method for filtering data influenced by a downhole pump | |
CN101692629B (zh) | 一种测量并计算多普勒偏移的方法及其系统 | |
JP2010117332A (ja) | バイスタティックレーダ装置 | |
NO810399L (no) | Akustisk loggesystem. | |
CN102636773A (zh) | 基于信道多途特性的单基元抗距离模糊方法 | |
JP5757303B2 (ja) | 水中音響測位システム | |
WO2016200766A1 (en) | Offline sychronization of mwd/lwd logs | |
CN104580055A (zh) | 一种基于构造目标导函数确定区间搜索的多普勒估计方法 | |
KR102217681B1 (ko) | 지하 매질 변화 감지 장치 | |
Dotan et al. | Method of measuring closing velocity by transmitting a dual-chirp signal | |
CN105812120A (zh) | 基于对称三角调频的水下通信的同步跟踪方法 |