RU2019120155A - Система и способ телеметрии данных между соседними скважинами - Google Patents
Система и способ телеметрии данных между соседними скважинами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2019120155A RU2019120155A RU2019120155A RU2019120155A RU2019120155A RU 2019120155 A RU2019120155 A RU 2019120155A RU 2019120155 A RU2019120155 A RU 2019120155A RU 2019120155 A RU2019120155 A RU 2019120155A RU 2019120155 A RU2019120155 A RU 2019120155A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- receiver
- electromagnetic signal
- data
- well
- paragraphs
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 65
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 26
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims 16
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims 7
- 238000013524 data verification Methods 0.000 claims 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 4
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 claims 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001303 quality assessment method 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
- E21B47/13—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 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
- G01S11/00—Systems for determining distance or velocity not using reflection or reradiation
- G01S11/02—Systems for determining distance or velocity not using reflection or reradiation using radio waves
- G01S11/06—Systems for determining distance or velocity not using reflection or reradiation using radio waves using intensity measurements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/34—Transmitting data to recording or processing apparatus; Recording data
-
- 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
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B17/00—Monitoring; Testing
- H04B17/30—Monitoring; Testing of propagation channels
- H04B17/309—Measuring or estimating channel quality parameters
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L1/00—Arrangements for detecting or preventing errors in the information received
- H04L1/004—Arrangements for detecting or preventing errors in the information received by using forward error control
- H04L1/0045—Arrangements at the receiver end
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
- H04L1/00—Arrangements for detecting or preventing errors in the information received
- H04L1/004—Arrangements for detecting or preventing errors in the information received by using forward error control
- H04L1/0056—Systems characterized by the type of code used
- H04L1/0061—Error detection codes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
- G01S5/00—Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations
- G01S5/02—Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations using radio waves
- G01S5/14—Determining absolute distances from a plurality of spaced points of known location
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Radar, Positioning & Navigation (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Claims (133)
1. Способ подземной передачи данных, при этом способ включает:
генерирование в первом скважинном инструменте в первой скважине первого электромагнитного сигнала, кодирующего первые данные, которые необходимо передать;
обнаружение в приемнике в коммуникационной скважине, отличающейся и расположенной на расстоянии от первой скважины, первого электромагнитного сигнала; и
доставку в приемнике обнаруженного первого электромагнитного сигнала или первых данных, извлеченных из обнаруженного первого электромагнитного сигнала, на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что приемник содержит множество электропроводных элементов, и обнаружение первого электромагнитного сигнала включает измерение изменяющейся во времени разности потенциалов между парой из множества электропроводных элементов.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что включает нормирование в приемнике первого электромагнитного сигнала посредством одного или более из: усиления и фильтрации.
4. Способ по любому из пп. 2–3, отличающийся тем, что включает обнаружение в приемнике первого электромагнитного сигнала в каждой из множества пар множества электропроводных элементов, оценку качества первого электромагнитного сигнала, обнаруженного в каждой из множества пар множества электропроводных элементов, и, исходя из качеств, выбор и использование одной из пар для обнаружения первого электромагнитного сигнала.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что приемник содержит электронно-управляемую переключающую сеть, и выбор одной из пар включает настройку переключающей сети таким образом, что каждый из электропроводных элементов выбранной пары присоединяют к соответствующему входу усилителя.
6. Способ по п. 4 или п. 5, отличающийся тем, что включает периодическое или непрерывное осуществление этапов обнаружения первого электромагнитного сигнала в приемнике в каждой из множества пар множества электропроводных элементов и оценку качества первого электромагнитного сигнала, обнаруженного в каждой из множества пар множества электропроводных элементов, при этом способ включает выбор другой из пар электропроводных элементов в ответ на изменения в качествах первого электромагнитного сигнала, обнаруженного во множестве пар множества электропроводных элементов.
7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что приемник содержит несколько схем нормирования сигнала, содержащих усилители, блоки нормирования сигнала, каждый из которых присоединяют к одной из пар, при этом оценка качества первого электромагнитного сигнала в каждой из множества пар включает оценку выхода сигналов схемами нормирования сигнала.
8. Способ по любому из пп. 1–7, отличающийся тем, что включает доставку первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, и извлечение первых данных из первого электромагнитного сигнала в оборудовании, расположенном выше по стволу скважины относительно приемника.
9. Способ по любому из пп. 2–6, отличающийся тем, что включает обработку первого электромагнитного сигнала в приемнике с извлечением первых данных и доставку первых данных с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что включает сравнение в приемнике извлеченных первых данных с информацией верификации данных, закодированной в первом электромагнитном сигнале.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что включает, если извлеченные первые данные не совпадают с информацией верификации данных, автоматическое управление в приемнике ЭМ телеметрическим передатчиком в коммуникационной скважине с передачей сигнала ошибки, при этом способ дополнительно включает обнаружение сигнала ошибки в скважинном инструменте и повторную передачу первого электромагнитного сигнала.
12. Способ по любому из пп. 1–11, отличающийся тем, что включает преобразование в приемнике первого электромагнитного сигнала в цифровой сигнал с использованием аналого-цифрового преобразователя.
13. Способ по любому из пп. 1–12, отличающийся тем, что включает доставку первых данных с оборудования, расположенного выше по стволу скважины относительно приемника, на первое наземное оборудование, связанное с первой бурильной колонной в первой скважине.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что первые данные содержат первые данные о положении отклонителя для первой бурильной колонны, и способ включает отображение всех или части первых данных о положении отклонителя на первом наземном оборудовании.
15. Способ по любому из пп. 1–14, отличающийся тем, что включает отслеживание обнаруженного первого электромагнитного сигнала и перемещение приемника вдоль коммуникационной скважины в ответ на отслеживание с увеличением одного или более из амплитуды и отношения сигнал/шум обнаруженного первого электромагнитного сигнала.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что приемник поддерживают кабелем, и перемещение приемника вдоль коммуникационной скважины включает подъем или опускание кабеля.
17. Способ по любому из пп. 15–16, отличающийся тем, что включает перемещение первого скважинного инструмента вдоль первой скважины, при этом перемещение приемника вдоль коммуникационной скважины осуществляют в ответ на изменения в обнаруженном первом электромагнитном сигнале в результате перемещения первого скважинного инструмента.
18. Способ по любому из пп. 1–17, отличающийся тем, что приемник является одним из множества приемников в коммуникационной скважине, и способ включает обнаружение первого электромагнитного сигнала в одном или более из множества приемников, определение качества электромагнитного сигнала, обнаруженного в каждом из одного или более из множества приемников, и, исходя из качества, выбор одного из множества приемников для обнаружения первого электромагнитного сигнала.
19. Способ по любому из пп. 1–18, отличающийся тем, что включает изменение одного или более параметров передачи для первого электромагнитного сигнала с оптимизацией обнаружения первого электромагнитного сигнала, при этом параметры передачи включают одно или более из амплитуды и частоты первого электромагнитного сигнала.
20. Способ по любому из пп. 1–19, отличающийся тем, что включает:
доставку нисходящих данных, которые необходимо передать на скважинный инструмент, на электромагнитный телеметрический передатчик в коммуникационной скважине;
генерирование нисходящего электромагнитного сигнала, кодирующего нисходящие данные, с использованием электромагнитного телеметрического передатчика; и
обнаружение в первом скважинном инструменте нисходящего электромагнитного сигнала и возвращение нисходящих данных.
21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что включает:
отслеживание в первом скважинном инструменте качества нисходящего электромагнитного сигнала; и
исходя из отслеженного качества нисходящего электромагнитного сигнала, регулировку значений одного или более параметров передачи, используемых для генерирования первого электромагнитного сигнала.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что параметры передачи включают одно или более из частоты первого электромагнитного сигнала, амплитуды первого электромагнитного сигнала и схемы кодирования, используемой для кодирования первых данных в первом электромагнитном сигнале.
23. Способ по п. 21, отличающийся тем, что первый электромагнитный сигнал и нисходящий электромагнитный сигнал имеют разные частоты.
24. Способ по любому из пп. 1–23, отличающийся тем, что первый электромагнитный сигнал имеет частоту по меньшей мере 30 Гц.
25. Способ по любому из пп. 1–24, отличающийся тем, что включает углубление первой скважины во время генерирования первого электромагнитного сигнала.
26. Способ по любому из пп. 1–25, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, посредством кабеля с множеством проводников.
27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что кабель содержит по меньшей мере один проводник, одновременно подающий электроэнергию на приемник и доставляющий данные с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
28. Способ по любому из пп. 1–25, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, посредством системы проводной бурильной трубы.
29. Способ по любому из пп. 1–25, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, посредством акустического телеметрического сигнала.
30. Способ по любому из пп. 1–25, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, посредством оптического волокна.
31. Способ по любому из пп. 1–30, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, со скоростью передачи данных по меньшей мере 50 байтов в минуту.
32. Способ по любому из пп. 1–30, отличающийся тем, что включает доставку первых данных или первого электромагнитного сигнала с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника, со скоростью передачи данных по меньшей мере 6000 байтов в минуту.
33. Способ по любому из пп. 1–32, отличающийся тем, что включает управление вторым скважинным инструментом во второй скважине, отличающейся от первой скважины и коммуникационной скважины, с генерированием второго электромагнитного сигнала, кодирующего вторые данные, которые необходимо передать, при этом второй электромагнитный сигнал имеет частоту, отличающуюся от частоты первого электромагнитного сигнала;
обнаружение в приемнике в коммуникационной скважине второго электромагнитного сигнала; и
доставку второго электромагнитного сигнала или вторых данных с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
34. Способ по п. 33, отличающийся тем, что включает:
декодирование в приемнике первого и второго электромагнитных сигналов с извлечением первых и вторых данных соответственно; и
доставку первых и вторых данных с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
35. Способ по п. 33 или 34, отличающийся тем, что включает доставку первых и вторых данных соответственно на первое и второе наземное оборудование, соответственно связанное с первой и второй скважинами.
36. Способ по любому из пп. 33–35, отличающийся тем, что приемник содержит множество электродов, при этом приемник выполнен с возможностью выбора первой пары электродов для приема первого электромагнитного сигнала и второй пары электродов для приема второго электромагнитного сигнала.
37. Способ по п. 36, отличающийся тем, что выбор первой и второй пар электродов включает соответственно соединение первой и второй пар электродов со входами первого и второго дифференциальных усилителей с использованием электрически управляемых переключателей.
38. Способ по любому из пп. 33–37, отличающийся тем, что включает изменение частот первого и второго электромагнитных сигналов с оптимизацией обнаружения первого и второго электромагнитных сигналов.
39. Способ по любому из пп. 33–38, отличающийся тем, что включает регулировку местоположений двух или более электродов, используемых для обнаружения первого и второго электромагнитных сигналов в коммуникационной скважине, с оптимизацией обнаружения первого и второго электромагнитных сигналов.
40. Способ по любому из пп. 1–31, отличающийся тем, что включает управление вторым скважинным инструментом во второй скважине, отличающейся от первой скважины и коммуникационной скважины, с генерированием второго электромагнитного сигнала, кодирующего вторые данные, которые необходимо передать;
выбор первого и второго приемников из множества приемников в коммуникационной скважине с обнаружением первого и второго электромагнитных сигналов соответственно;
обнаружение в первом выбранном приемнике первого электромагнитного сигнала;
обнаружение во втором выбранном приемнике второго электромагнитного сигнала; и
доставку второго электромагнитного сигнала или вторых данных с приемника на оборудование, расположенное выше по стволу скважины относительно приемника.
41. Способ по п. 39, отличающийся тем, что второй электромагнитный сигнал имеет частоту или частоты, отличающиеся от частот первого электромагнитного сигнала.
42. Способ по п. 41, отличающийся тем, что каждый из первого и второго электромагнитных сигналов содержит частоты по меньшей мере 30 Гц.
43. Способ по любому из пп. 1–41, отличающийся тем, что включает:
доставку нисходящих данных, которые необходимо передать в скважину, на передатчик в коммуникационной скважине;
генерирование нисходящего электромагнитного сигнала, кодирующего данные, с использованием передатчика; и
обнаружение нисходящего электромагнитного сигнала по меньшей мере в первом скважинном инструменте.
44. Способ по п. 43, отличающийся тем, что включает:
отслеживание в первом скважинном инструменте качества нисходящего электромагнитного сигнала; и
исходя из качества нисходящего электромагнитного сигнала, регулировку параметров передачи первого электромагнитного сигнала.
45. Способ по любому из пп. 1–44, отличающийся тем, что включает определение времени распространения электромагнитных сигналов, распространяющихся между одним или более местоположениями в коммуникационной скважине и одним или более местоположениями в первой скважине.
46. Способ по п. 45, отличающийся тем, что включает триангуляцию относительных местоположений скважинного инструмента и приемника, исходя из множественных измерений времени распространения.
47. Способ по любому из пп. 1–44, отличающийся тем, что включает определение диапазона между одним или более местоположениями в коммуникационной скважине и одним или более местоположениями в первой скважине.
48. Способ по п. 47, отличающийся тем, что определение диапазона включает отслеживание затухания принятых ЭМ-сигналов, которые были переданы в любом направлении между скважинным инструментом и местоположением приемника сигналов.
49. Способ по п. 47, отличающийся тем, что определение диапазона включает отслеживание изменения фаз принятых сигналов с изменением частоты.
50. Способ по любому из пп. 1–49, отличающийся тем, что коммуникационная скважина меньше в диаметре, чем первая скважина.
51. Система для подземной передачи данных, при этом система содержит:
первый скважинный инструмент в первой скважине, при этом первый скважинный инструмент содержит ЭМ телеметрический передатчик, используемый для генерирования первого электромагнитного сигнала, кодирующего первые данные, которые необходимо передать;
приемник в коммуникационной скважине, отличающейся и расположенной на расстоянии от первой скважины, при этом приемник используют для обнаружения первого электромагнитного сигнала; и
линию передачи данных в коммуникационной скважине, соединяющую приемник с наземным оборудованием.
52. Система по п. 51, отличающаяся тем, что линия передачи данных представляет собой проводную линию передачи данных или оптоволоконную линию передачи данных.
53. Система по п. 51 или п. 52, отличающаяся тем, что приемник имеет проводное соединение с поверхностью.
54. Система по п. 53, отличающаяся тем, что приемник подвешен на кабеле, который содержит один или более проводников сигналов.
55. Система по п. 54, отличающаяся тем, что кабель содержит силовые проводники, присоединенные для подачи электроэнергии на приемник.
56. Система по п. 51 или 52, отличающаяся тем, что линия передачи данных является двунаправленной.
57. Система по любому из пп. 51–56, отличающаяся тем, что линия передачи данных обеспечивает скорость передачи данных по меньшей мере 50 байтов в минуту.
58. Система по любому из пп. 51–56, отличающаяся тем, что линия передачи данных обеспечивает скорость передачи данных по меньшей мере 6000 байтов в минуту.
59. Система по любому из пп. 51–58, отличающаяся тем, что приемник содержит каскад обработки аналоговых сигналов и аналого-цифровой преобразователь (АЦП), присоединенный для оцифровки выходных данных каскада обработки аналоговых сигналов.
60. Система по п. 59, отличающаяся тем, что каскад обработки аналоговых сигналов содержит усилитель и один или более фильтров.
61. Система по п. 59 или 60, отличающаяся тем, что оцифрованный сигнал из АЦП подается на каскад цифровой обработки, который содержит декодер сигнала, используемый для извлечения первых данных из первого электромагнитного сигнала.
62. Система по п. 61, отличающаяся тем, что каскад цифровой обработки содержит цифровой фильтр.
63. Система по п. 61 или 62, отличающаяся тем, что каскад цифровой обработки используют для проверки точности принятых сигналов посредством распознавания структур данных, закодированных в первом электромагнитном сигнале, и проверки первых данных с использованием значений верификации данных или исправления данных, закодированных в первом электромагнитном сигнале.
64. Система по п. 63, отличающаяся тем, что приемник выполнен с возможностью многоканального приема, таким образом, он может принимать данные одновременно с двух или более скважинных инструментов.
65. Система по п. 64, отличающаяся тем, что приемник выполнен с возможностью применения активной фильтрации для разделения сигналов с разных скважинных инструментов.
66. Система по любому из пп. 51–65, отличающаяся тем, что приемник содержит множество электродов и один или более электронно-управляемых переключателей, используемых для выбора одной пары электродов для использования при обнаружении первого электромагнитного сигнала.
67. Система по п. 66, отличающаяся тем, что множество электродов распределены среди множества зондов, которые разнесены друг от друга вдоль коммуникационной скважины.
68. Система по п. 66 или 67, отличающаяся тем, что приемник содержит логические схемы, присоединенные для управления электронными переключателями и для отслеживания качества первого электромагнитного сигнала, принимаемого в нескольких парах электродов, при этом логические схемы используют для выбора пары электродов, исходя из отслеженного качества, и настройки переключателей для обнаружения первого электромагнитного сигнала с использованием выбранной пары электродов.
69. Система по любому из пп. 51–68, отличающаяся тем, что содержит исполнительный механизм, используемый для перемещения приемника вдоль коммуникационной скважины.
70. Система по п. 69, отличающаяся тем, что содержит схему управления, присоединенную для управления исполнительным механизмом в ответ на одну или более характеристик первого электромагнитного сигнала, принятого в приемнике, для улучшения приема первого электромагнитного сигнала в приемнике.
71. Система по п. 70, отличающаяся тем, что одна или более характеристик включают амплитуду сигнала и/или отношение сигнал/шум.
72. Система по п. 70, отличающаяся тем, что исполнительный механизм содержит катушку или лебедку, присоединенную для сматывания или разматывания гибкой удлиненной линии, поддерживающей приемник в коммуникационной скважине.
73. Система по любому из пп. 69–72, отличающаяся тем, что скважинный инструмент поддерживают первой бурильной колонной в первой скважине, при этом первая бурильная колонна соединена с первой буровой установкой, используемой для углубления первой скважины, и система выполнена с возможностью управления исполнительным механизмом для продвижения приемника вдоль коммуникационной скважины в ответ на определение продвижения скважинного инструмента вдоль первой скважины.
74. Система по любому из пп. 51–73, отличающаяся тем, что приемник является одним из множества приемников в коммуникационном стволе скважины, при этом каждый из множества приемников используют для обнаружения первого электромагнитного сигнала.
75. Система по п. 74, отличающаяся тем, что система выполнена с возможностью измерения отношения сигнал/шум (ОСШ) сигналов, переданных со скважинных инструментов и принятых в приемнике, для каждой из множества разных частот и с возможностью настройки скважинного инструмента для передачи первого электромагнитного сигнала с использованием одной из частот, обеспечивающих самое высокое ОСШ.
76. Система по любому из пп. 51–75, отличающаяся тем, что содержит передатчик ЭМ-сигналов в коммуникационном стволе скважины, при этом передатчик ЭМ-сигналов используют для передачи нисходящих электромагнитных сигналов, кодирующих нисходящие данные, принимаемые скважинным инструментом.
77. Система по любому из пп. 51–76, отличающаяся тем, что коммуникационная скважина меньше в диаметре, чем первая скважина.
78. Система по любому из пп. 51–77, отличающаяся тем, что содержит второй скважинный инструмент во второй скважине, при этом второй скважинный инструмент содержит второй ЭМ телеметрический передатчик, используемый для генерирования второго электромагнитного сигнала, кодирующего вторые данные, которые необходимо передать.
79. Система по любому из пп. 51–78, отличающаяся тем, что приемник содержит корпус удлиненного зонда, который имеет электропроводные части, разнесенные вдоль него.
80. Система по п. 79, отличающаяся тем, что электропроводные участки отделены друг от друга электроизолирующими кольцами.
81. Система по п. 79 или 80, отличающаяся тем, что приемник содержит механизм выбора, используемый для выбора того, какую пару (пары) электропроводных секций отслеживать для обнаружения ЭМ телеметрических сигналов с первого скважинного инструмента.
82. Система по п. 81, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит запрограммированный процессор для обработки данных, который работает под управлением программного обеспечения для отслеживания качества сигналов, принятых в разных парах электропроводных секций, и управления электронно-управляемыми переключателями для выбора одной из пар для приема первого электромагнитного сигнала.
83. Система по п. 81 или 82, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит сеть электрически управляемых переключателей, которые могут быть выполнены с возможностью присоединения любой пары электропроводных участков ко входам дифференциального усилителя.
84. Система по п. 81 или 82, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит дифференциальный усилитель, имеющий один вход, присоединенный к одному из электропроводных участков, который служит как электрод сравнения, и сеть электрически управляемых переключателей, которые могут быть выполнены с возможностью присоединения любого другого из электропроводных участков к другому входу дифференциального усилителя.
85. Система по п. 81 или 82, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит несколько дифференциальных усилителей, каждый из которых присоединен для отслеживания разностей потенциалов между парой электропроводных участков, и сеть электрически управляемых переключателей, которые могут быть выполнены с возможностью присоединения выхода выбранного одного из усилителей для преобразования в цифровую форму одним или более АЦП.
86. Система по п. 81 или 82, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит несколько дифференциальных усилителей, каждый из которых присоединен для отслеживания разностей потенциалов между парой электропроводных участков и одним или более АЦП, присоединенными для оцифровки выходных данных с дифференциальных усилителей.
87. Система по п. 81 или 82, отличающаяся тем, что механизм выбора содержит один или более АЦП, присоединенных для оцифровки разностей электрических потенциалов между опорным потенциалом и каждым из проводящих участков.
88. Способ подземной передачи данных, при этом способ включает:
генерирование первого электромагнитного сигнала, кодирующего первые данные, которые необходимо передать, и первого идентификатора с использованием первого скважинного инструмента в первой скважине;
управление вторым скважинным инструментом во второй скважине для генерирования второго электромагнитного сигнала, кодирующего вторые данные, которые необходимо передать, и второго идентификатора, отличающегося от первого идентификатора;
обнаружение в приемнике в коммуникационной скважине, расположенной на расстоянии от первой скважины, первого и второго электромагнитных сигналов.
89. Способ по п. 88, отличающийся тем, что включает:
декодирование в приемнике первого и второго электромагнитных сигналов с извлечением первых и вторых данных соответственно; и
исходя из первого и второго идентификаторов, доставку первых и вторых данных соответственно на наземное оборудование, связанное с первой и второй скважинами.
90. Способ по п. 89, отличающийся тем, что включает в приемнике:
сравнение первых данных с информацией верификации первых данных, закодированной в первом электромагнитном сигнале; и
сравнение вторых данных с информацией верификации вторых данных, закодированной во втором электромагнитном сигнале.
91. Способ доставки нисходящих телеметрических данных на скважинный инструмент в первом стволе скважины, при этом способ включает подачу нисходящего телеметрического сигнала между двух электрических проводников, при этом по меньшей мере один из электрических проводников находится во второй скважине, расположенной на расстоянии и отличающейся от первой скважины.
92. Способ по п. 91, отличающийся тем, что два электрических проводника представляют собой обсадную трубу во второй скважине и заземляющий проводник.
93. Способ по п. 92, отличающийся тем, что заземляющий проводник представляет собой штырь в виде стержня или пластину.
94. Способ по п. 91, отличающийся тем, что два электрических проводника представляют собой обсадную трубу во второй скважине и обсадную трубу в третьей скважине, расположенной на расстоянии и отличающейся от каждой из первой и второй скважин.
95. Система для доставки нисходящих телеметрических данных на скважинный инструмент в первой скважине, при этом система содержит:
электромагнитный телеметрический передатчик, имеющий первый и второй выходы, при этом по меньшей мере первый выход соединен с электрическим проводником во второй скважине, расположенной на расстоянии и отличающейся от первой скважины.
96. Система по п. 95, отличающаяся тем, что электрический проводник во второй скважине представляет собой обсадную трубу во второй скважине.
97. Система по п. 95 или 96, отличающаяся тем, что второй выход соединен с заземленным проводником.
98. Система по п. 97, отличающаяся тем, что заземленный проводник представляет собой заземляющий штырь в виде стержня или пластину.
99. Система по п. 95 или 96, отличающаяся тем, что второй выход соединен со вторым электрическим проводником в третьей скважине, расположенной на расстоянии и отличающейся от каждой из первой и второй скважин.
100. Система по п. 99, отличающаяся тем, что второй электрический проводник представляет собой обсадную трубу третьей скважины.
101. Система по любому из пп. 95–100, отличающаяся тем, что электромагнитный телеметрический передатчик содержит мостовую схему управления, и первый и второй выходы являются первым и вторым выходами мостовой схемы управления.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662440618P | 2016-12-30 | 2016-12-30 | |
| US62/440,618 | 2016-12-30 | ||
| PCT/CA2017/051606 WO2018119520A1 (en) | 2016-12-30 | 2017-12-22 | System and method for data telemetry among adjacent boreholes |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019120155A true RU2019120155A (ru) | 2020-12-28 |
| RU2019120155A3 RU2019120155A3 (ru) | 2021-03-22 |
| RU2755609C2 RU2755609C2 (ru) | 2021-09-17 |
Family
ID=62706633
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019120155A RU2755609C2 (ru) | 2016-12-30 | 2017-12-22 | Система и способ телеметрии данных между соседними скважинами |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10961843B2 (ru) |
| EP (1) | EP3559412A4 (ru) |
| CN (1) | CN110114551B (ru) |
| CA (1) | CA3045755C (ru) |
| RU (1) | RU2755609C2 (ru) |
| WO (1) | WO2018119520A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA3046061C (en) * | 2017-01-27 | 2021-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid axial and radial receiver configurations for electromagnetic ranging systems |
| WO2020172468A1 (en) * | 2019-02-21 | 2020-08-27 | Widril As | Method and apparatus for wireless communication in wells using fluid flow perturbations |
| US11434754B2 (en) | 2019-05-28 | 2022-09-06 | Erdos Miller, Inc. | Automated telemetry for switching transmission modes of a downhole device |
| BR112022009845A2 (pt) * | 2019-11-27 | 2022-08-02 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Sistema de telemetria que combina dois métodos de telemetria |
| CN111173504B (zh) * | 2019-12-31 | 2020-10-30 | 中国地质大学（武汉） | 一种不干扰邻井作业的邻井距离随钻电磁大范围探测系统 |
| CN111608645B (zh) * | 2020-05-28 | 2021-10-08 | 中国矿业大学(北京) | 一种钻孔定向探地雷达装置 |
| US11598202B2 (en) * | 2020-12-23 | 2023-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communications using electrical pulse power discharges during pulse power drilling operations |
| US11814954B2 (en) * | 2021-02-04 | 2023-11-14 | Black Diamond Oilfield Rentals LLC | Optimization of automated telemetry for a downhole device |
| CN113027411A (zh) * | 2021-03-05 | 2021-06-25 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种智能油气田丛式井井下组网方法 |
| US11229962B1 (en) | 2021-04-08 | 2022-01-25 | Black Diamond Oilfield Rentals, LLC | System, method and apparatus for fin cutter for downhole tool |
| WO2023283105A1 (en) * | 2021-07-09 | 2023-01-12 | Erdos Miller, Inc | Downhole antenna system for use with a measurement while drilling downhole tool |
| US20230287787A1 (en) * | 2022-03-09 | 2023-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless transmission and reception of electrical signals via tubing encased conductor |
| WO2024129655A1 (en) * | 2022-12-12 | 2024-06-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-channel acoustic receiver for acoustic communication network |
| CN116222444B (zh) * | 2023-05-09 | 2023-08-15 | 合力（天津）能源科技股份有限公司 | 一种油田铁钻工自动定位接箍高度及精度处理的方法 |
| CN116771331B (zh) * | 2023-08-16 | 2023-12-08 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 过线螺杆钻具用井下过信号监测装置 |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4409551A (en) * | 1980-08-11 | 1983-10-11 | Mobil Oil Corporation | Telluric survey electrode |
| US4372398A (en) * | 1980-11-04 | 1983-02-08 | Cornell Research Foundation, Inc. | Method of determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing |
| US5589775A (en) * | 1993-11-22 | 1996-12-31 | Vector Magnetics, Inc. | Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole |
| US5725059A (en) | 1995-12-29 | 1998-03-10 | Vector Magnetics, Inc. | Method and apparatus for producing parallel boreholes |
| US6075462A (en) * | 1997-11-24 | 2000-06-13 | Smith; Harrison C. | Adjacent well electromagnetic telemetry system and method for use of the same |
| US6483310B1 (en) | 1999-11-22 | 2002-11-19 | Scientific Drilling International | Retrievable, formation resistivity tool, having a slotted collar |
| US6859761B2 (en) | 2001-01-16 | 2005-02-22 | Bluesoft Ltd. | Accurate distance measurement using RF techniques |
| US6907375B2 (en) * | 2002-11-06 | 2005-06-14 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus for dynamic checking and reporting system health |
| US6750783B2 (en) * | 2002-07-05 | 2004-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low frequency electromagnetic telemetry system employing high cardinality phase shift keying |
| US6788263B2 (en) | 2002-09-30 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus |
| US7139218B2 (en) * | 2003-08-13 | 2006-11-21 | Intelliserv, Inc. | Distributed downhole drilling network |
| CN100513742C (zh) * | 2004-02-16 | 2009-07-15 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种随钻测量的电磁遥测方法及系统 |
| US7475741B2 (en) * | 2004-11-30 | 2009-01-13 | General Electric Company | Method and system for precise drilling guidance of twin wells |
| US7495446B2 (en) * | 2005-08-23 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation system and method |
| MX2007008966A (es) * | 2006-12-29 | 2009-01-09 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y metodo de telemetria de perforacion de pozos. |
| US7913755B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
| GB2484432B (en) * | 2008-01-18 | 2012-08-29 | Halliburton Energy Serv Inc | EM-guided drilling relative to an existing borehole |
| US8912915B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole array for ranging and crosswell telemetry |
| US8400326B2 (en) * | 2009-07-22 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumentation of appraisal well for telemetry |
| US9366780B2 (en) | 2009-10-08 | 2016-06-14 | Precision Energy Services, Inc. | Steerable magnetic dipole antenna for measurement while drilling applications |
| US20130128697A1 (en) | 2009-12-28 | 2013-05-23 | Erwann Lemenager | Downhole Communication System |
| WO2013074411A2 (en) * | 2011-11-15 | 2013-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced resistivity measurement apparatus, methods, and systems |
| RU2612952C2 (ru) | 2012-12-28 | 2017-03-14 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. | Скважинная электромагнитная телеметрическая система, использующая электроизоляционный материал, и соответствующие способы |
| US9765614B2 (en) * | 2013-01-29 | 2017-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication and telemetry for completions |
| WO2014183187A1 (en) | 2013-05-15 | 2014-11-20 | Evolution Engineering Inc. | Method and apparatus for downhole wellbore placement |
| EA035751B1 (ru) * | 2013-08-28 | 2020-08-05 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Оптимизация передачи сигналов электромагнитной телеметрии |
| US10190408B2 (en) * | 2013-11-22 | 2019-01-29 | Aps Technology, Inc. | System, apparatus, and method for drilling |
| AU2013408804B2 (en) * | 2013-12-27 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Target well ranging method, apparatus, and system |
| US9459371B1 (en) | 2014-04-17 | 2016-10-04 | Multi-Shot, Llc | Retrievable downhole cable antenna for an electromagnetic system |
| WO2016025238A1 (en) | 2014-08-11 | 2016-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well ranging apparatus, systems, and methods |
| US9638028B2 (en) * | 2014-08-27 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic telemetry for measurement and logging while drilling and magnetic ranging between wellbores |
| CA2958825C (en) * | 2014-09-26 | 2019-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preformed antenna with radio frequency connectors for downhole applications |
| US9938809B2 (en) * | 2014-10-07 | 2018-04-10 | Acceleware Ltd. | Apparatus and methods for enhancing petroleum extraction |
| US10760413B2 (en) | 2014-12-31 | 2020-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry for sensor systems deployed in a borehole environment |
| AR103439A1 (es) * | 2015-03-05 | 2017-05-10 | Halliburton Energy Services Inc | Aparato, sistemas y métodos de resonancia magnética nuclear |
| CA3009894C (en) * | 2016-01-25 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry using a transceiver in an adjacent wellbore |
| CA2989493A1 (en) * | 2016-12-30 | 2018-06-30 | Phoenix Technology Services Inc. | Downhole reception and transmission of electromagnetic data telemetry signals |
-
2017
- 2017-12-22 EP EP17885972.4A patent/EP3559412A4/en not_active Withdrawn
- 2017-12-22 CA CA3045755A patent/CA3045755C/en active Active
- 2017-12-22 CN CN201780081182.1A patent/CN110114551B/zh active Active
- 2017-12-22 WO PCT/CA2017/051606 patent/WO2018119520A1/en unknown
- 2017-12-22 US US16/466,101 patent/US10961843B2/en active Active
- 2017-12-22 RU RU2019120155A patent/RU2755609C2/ru active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA3045755A1 (en) | 2018-07-05 |
| CA3045755C (en) | 2024-01-23 |
| CN110114551B (zh) | 2023-10-20 |
| EP3559412A1 (en) | 2019-10-30 |
| CN110114551A (zh) | 2019-08-09 |
| RU2755609C2 (ru) | 2021-09-17 |
| EP3559412A4 (en) | 2020-08-19 |
| RU2019120155A3 (ru) | 2021-03-22 |
| US10961843B2 (en) | 2021-03-30 |
| WO2018119520A1 (en) | 2018-07-05 |
| US20190353031A1 (en) | 2019-11-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2019120155A (ru) | Система и способ телеметрии данных между соседними скважинами | |
| US7982464B2 (en) | Drilling systems and methods using radial current flow for boundary detection or boundary distance estimation | |
| US7839148B2 (en) | Method and system for calibrating downhole tools for drift | |
| US7126492B2 (en) | Electromagnetic borehole telemetry system incorporating a conductive borehole tubular | |
| EP1035299A2 (en) | Combined electric-field telemetry and formation evaluation method and apparatus | |
| MXPA06008777A (es) | Sistema y metodo de evaluacion de formacion. | |
| US10494916B2 (en) | Sub-surface electromagnetic telemetry systems and methods | |
| AU2020267171B2 (en) | System and method for monitoring water inrush | |
| CN101545374B (zh) | 接力传输随钻测量系统 | |
| WO2003014525A1 (en) | Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system | |
| RU2378509C1 (ru) | Телеметрическая система | |
| NO20130389A1 (no) | Forbedret puteanordning for resistivitetsavbildning i bronnene med oljebasert borefluid | |
| CA2989493A1 (en) | Downhole reception and transmission of electromagnetic data telemetry signals | |
| US11411298B2 (en) | Lower electrode extension for sub-surface electromagnetic telemetry system | |
| CN103835705A (zh) | 井下测量信息传输系统 | |
| CN103344992B (zh) | 一种用于海上工程勘察的浅层剖面设备 | |
| HU184067B (en) | Hydrocarbon prospection method and device for indirect observing hydrocarbon reservoirs | |
| US20210109243A1 (en) | Leak Induced Guided Wave Amplitude Log For Downhole Leakage Localization | |
| US10113417B2 (en) | Apparatuses and methods for evaluating systems used in electromagnetic telemetry transmissions | |
| WO2009080284A3 (en) | Apparatus for receiving and transmitting signals in electromagnetic telemetry system used in a wellbore | |
| CN202954809U (zh) | 井下测量信息传输系统 | |
| CN109375270B (zh) | 一种用于连通井对接的地面监控系统及方法 | |
| RU174509U1 (ru) | Автономный модуль для акустического контроля качества цементирования элементов конструкции скважин в процессе бурения | |
| CN108086973A (zh) | 一种精度高的声波测井仪 | |
| CN115079272A (zh) | 一种聚焦直流电矿井回采工作面水害探测方法与装置 |