RU2310215C2 - Скважинная телеметрическая система (варианты) и способ геофизических исследований в процессе бурения (варианты) - Google Patents
Скважинная телеметрическая система (варианты) и способ геофизических исследований в процессе бурения (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310215C2 RU2310215C2 RU2005103224/28A RU2005103224A RU2310215C2 RU 2310215 C2 RU2310215 C2 RU 2310215C2 RU 2005103224/28 A RU2005103224/28 A RU 2005103224/28A RU 2005103224 A RU2005103224 A RU 2005103224A RU 2310215 C2 RU2310215 C2 RU 2310215C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- signal
- psk
- transmitted
- phase states
- phase
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизических исследований скважин, к способам и устройствам для разведки. В изобретении предлагается скважинная электромагнитная телеметрическая система с увеличенной скоростью передачи данных. Сущность изобретения достигается тем, что предложено соотношение, показывающее, что при фактическом уменьшении частоты за счет увеличения числа состояний фазы можно ожидать более высокой скорости передачи данных без расширения полосы частот. Технический результат достигается тем, что раскрытая система и способ позволяют создать устойчивую экономичную электромагнитную телеметрическую систему с увеличенной скоростью передачи данных. 4 н. и 33 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способам исследования и регистрации геофизических формаций. В частности, настоящее изобретение относится к созданию телеметрической системы для передачи данных от бурового снаряда на поверхность при бурении скважины.
Уровень техники
Современные операции бурения и добычи нефти требуют большого объема информации о параметрах и условиях при бурении скважины. В эту информацию обычно входят характеристики формаций земли, пересекаемой стволом скважины, и данные, относящиеся к размерам и конфигурации самой скважины. Сбор информации, относящейся к условиям бурения скважины, который носит название "геофизические исследования в скважине" (logging), можно выполнить несколькими способами.
Обычно при исследованиях и регистрации геофизических данных в нефтяных скважинах с использованием тросов, пробники или "зонды" датчиков формации опускаются в скважину после полного или частичного завершения бурения и используются для определения характеристик формации рядом со скважиной. Верхний конец зонда соединен с электропроводным тросом, который поддерживает зонд в скважине. Энергия для питания датчиков и приборов в зонде передается по проводу, входящему в трос. Аналогично приборы зонда передают информацию на поверхность в виде электрических сигналов, проходящих по тросу.
Проблема, связанная с проведением измерений в скважине и передачи их на поверхность по тросу, состоит в том, что перед сбором информации необходимо удалять или поднимать буровой снаряд из скважины. Эта операция может быть длительной по времени и крайне дорогой, особенно в ситуации, когда существенная часть скважины уже пробурена. В такой ситуации тысячи футов труб нужно вынуть и уложить на платформу (при бурении в море). Обычная ежедневная аренда буровой установки обходится очень дорого. Таким образом, стоимость бурения скважины прямо пропорциональна времени, необходимого для его завершения. Удаление тысяч футов труб для ввода в скважину инструмента для исследования, регистрации и передачи данных по проводной линии может оказаться слишком дорогим.
В результате увеличивается внимание к сбору данных во время процесса бурения. Сбор и обработка данных в процессе бурения исключает необходимость удаления или подъема бурового снаряда из скважины для ввода инструмента исследования, регистрации и передачи данных по тросу. Такой способ оптимизирует характеристики при минимизации времени простоя. Способы измерения условий бурения скважины (скорости движения и положения бурового снаряда) одновременно с самим бурением получили название способов "измерения одновременно с бурением" или "MWD" (measurement-while-drilling). Аналогичные способы, сконцентрированные на измерении параметров формаций Земли, получили название способов "исследования и регистрации геофизических характеристик в процессе бурения" или "LWD" (logging while drilling). Поскольку существуют определенные различия между MWD и LWD, этими терминами часто пользуются попеременно. В настоящем рассмотрении будет использован термин MWD, поскольку он отображает как сбор параметров формаций, так и сбор информации, относящейся к движению и положению бурового снаряда.
При бурении нефтяных или других скважин часто бывает необходимым или желательным определять направление и наклон бурового долота и забойного двигателя, чтобы направлять буровой снаряд в нужном направлении. Дополнительно может потребоваться информация, касающаяся природы проходимых слоев - сопротивления формации, пористости, плотности и уровня гамма-излучения. Часто бывает желательным получение и других параметров скважины, например, температуры и давления у основания скважины. Поскольку эти данные собраны в нижней части скважины, то их необходимо передать на поверхность для анализа и использования буровым мастером.
Датчики или преобразователи обычно располагаются в нижней части буровой колонны в системах MWD. Скважинные датчики, применяемые в системах MWD, размещаются в цилиндрическом воротнике бура, который находится рядом с буровым долотом. В процессе бурения эти датчики непрерывно или периодически оценивают заранее заданные параметры бурения и данные формаций и передают информацию на поверхностные детекторы по телеметрической связи любого вида. Существует большое число прототипов телеметрических систем, которые предназначены для передачи информации о скважинных параметрах на поверхность без применения проводных линий передачи данных. В системах MWD широко применяется телеметрическая система типа генератора импульсов давления в столбе бурового раствора.
Телеметрическая система типа генератора импульсов давления в столбе бурового раствора создает "акустические" сигналы давления в буровой текучей среде, обычно называемой "буровым раствором", которая под давлением циркулирует в буровой колонне в процессе бурения. Информация, которую получают скважинные датчики, передается путем соответствующего временного форматирования импульсов давления в потоке бурового раствора. Информация принимается и декодируется преобразователем давления в электрические сигналы и компьютером на поверхности земли.
В системе типа генератора импульсов давления давление в буровом растворе в буровой колонне модулируется посредством клапана и механизма управления, называемого пульсатором или пульсатором бурового раствора. Обычно пульсатор размещается в специально приспособленном для него воротнике бура, установленном над буровым долотом. Генерируемые импульсы давления распространяются в буровом растворе в буровой колонне со скоростью звука в растворе. В зависимости от типа применяемого бурового раствора скорость может изменяться приблизительно от 3000 до 5000 фут/с. Однако скорость передачи данных оказывается относительно медленной из-за медленного распространения импульсов, искажений, затухания, ограничений частоты модуляции и других неблагоприятных воздействий, например, шумов из окружающей среды в буровом растворе. Типичная частота повторения импульсов имеет порядок одного импульса в секунду (1 Гц).
Последние разработки в области датчиков и способов управления, доступных для буровых установок, позволяют считать скорость передачи данных на поверхность в 1 бит/с совершенно недостаточной. В качестве способа увеличения скорости передачи данных предложено использовать вибрации в стенках труб буровой колонны, а не импульсы давления в буровом растворе.
Кроме того, телеметрия с генерацией импульсов давления требует довольно большой плотности бурового раствора, что делает его бесполезным в таких типах бурения, как "Бурение с отрицательным дифференциальным давлением" (UBD - Underbalanced Drilling), в которых необходимо или желательно применение аэрированной текучей среды с малой плотностью.
Раскрытие изобретения
Согласно настоящему изобретению предлагается надежная скважинная электромагнитная телеметрическая система, которая позволяет преодолеть недостатки ранее применявшихся способов телеметрии. В предпочтительном варианте исполнения для передачи данных в системе MWD использована электромагнитная система передачи данных с фазовой (фазокодовой) манипуляцией.
В одном варианте выполнения скважинная телеметрическая система содержит антенну для передачи низкочастотных электромагнитных сигналов и передатчик с фазовой манипуляцией (ФМн), установленный с возможностью приема отображающих телеметрические данные цифровых сигналов, преобразования цифровых сигналов в передаваемый сигнал с ФМн, имеющий несущую частоту не выше примерно 1 Гц и совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и направления передаваемого сигнала к антенне.
В предпочтительных вариантах осуществления изобретения совокупность сигнала может содержать 8, 16, 32, 254 или 1024 фазовых состояний. В передаваемом сигнале с ФМн на один символьный период может приходиться по меньшей мере около двух, трех или четырех периодов несущей частоты. Несущая частота имеет значение около 0,5 Гц. Передаваемый сигнал с ФМн является сигналом с амплитудной модуляцией.
Предлагается также способ геофизических исследований в процессе бурения, в котором осуществляют бурение скважины в формации посредством бурового долота, закрепленного на буровой колонне, снабженной блоком датчиков, принимают сигналы, отображающие характеристики формаций, извлекают телеметрическую информацию из указанных сигналов, передают ее в передатчик с ФМн, кодируют телеметрическую информацию с формированием цифрового передаваемого сигнала, осуществляют фазовую модуляцию передаваемого цифрового сигнала на низкой несущей частоте, не превышающей приблизительно 1 Гц, с формированием сигнала с ФМн, имеющего совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и передают сигнал с ФМн на расположенный на поверхности приемник.
В предпочтительном варианте выполнения изобретения сигнал с ФМн принимают на поверхности, извлекают из него телеметрическую информацию и сопоставляют ее с положением блока датчиков.
В другом варианте выполнения настоящего изобретения скважинная телеметрическая система содержит антенну для передачи низкочастотных электромагнитных сигналов и передатчик с ФМн, установленный с возможностью получения отображающих телеметрические данные сигналов, преобразования цифровых сигналов в передаваемый сигнал с ФМн, имеющий разные несущие частоты и совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и направления передаваемого сигнала к антенне. Отношение соседних несущих частот предпочтительно составляет около 38/15.
Предлагается также способ геофизических исследований в процессе бурения, в котором осуществляют бурение скважины в формации посредством бурового долота, закрепленного на буровой колонне, снабженной блоком датчиков, принимают сигналы, отображающие характеристики формаций, извлекают телеметрическую информации из указанных сигналов, передают ее в передатчик с ФМн, кодируют телеметрическую информацию с формированием цифрового передаваемого сигнала, осуществляют фазовую модуляцию цифрового передаваемого сигнала на разных несущих низких частотах с формированием передаваемого сигнала и направляют передаваемый сигнал на расположенный на поверхности приемник.
Рассмотренные система и способ позволяют создать устойчивую, экономичную электромагнитную телеметрическую систему с увеличенной по сравнению с телеметрическими системами с импульсной модуляцией бурового раствора скоростью передачи данных.
Таким образом, несмотря на нежелательность уменьшения несущей частоты, в результате чего может уменьшиться скорость передачи данных, любое снижение скорости передачи данных, вызванное уменьшением частоты, можно преодолеть путем увеличения числа состояний фазы без расширения полосы частот. При уменьшении несущей частоты в соответствии с настоящим изобретением электромагнитная телеметрическая система может быть усовершенствована за счет применения нескольких несущих частот и введения амплитудной модуляции.
Краткое описание чертежей
Для того чтобы настоящее изобретение было более понятным, в качестве примера делаются ссылки на прилагаемые чертежи, на которых изображены предпочтительные варианты выполнения настоящего изобретения и на которых:
Фиг.1 представляет схематическое изображение нефтяной скважины, в которой можно использовать электромагнитную телеметрическую систему;
Фиг.2 представляет вид бурового снаряда, применяемого с электромагнитной телеметрией;
Фиг.3 представляет функциональную блок-схему электромагнитной телеметрической системы, использующей фазовую манипуляцию;
Фиг.4 представляет функциональную блок-схему передатчика с фазовой манипуляцией;
Фиг.5 представляет функциональную блок-схему приемника сигналов с фазовой манипуляцией;
Фиг.6 представляет пример передачи сигналов с фазовой манипуляцией;
Фиг.7 представляет синфазную и квадратурную составляющие сигнала, показанного на Фиг.6;
Фиг.8 представляет последовательность четырехфазных сообщений;
Фиг.9 представляет правило декодирования в декодере, схема которого приведена на Фиг.5;
Фиг.10 представляет влияние частоты и сопротивления формации на ослабление сигналов;
Фиг.11 представляет пример сигнала с фазовой и амплитудной модуляцией.
Изобретение может быть осуществлено в различных модификациях и альтернативных формах, а на фигурах в качестве примера показан определенный вариант его выполнения, который далее описывается подробно. Однако следует иметь в виду, что фигуры и подробное описание не ограничивают изобретение рассмотренным вариантом, а наоборот, охватывает все модификации, эквивалентные и альтернативные варианты, соответствующие сущности и объему притязаний настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Осуществление изобретения
Система MWD страдает из-за недостаточной скорости передачи данных, которая недостаточна для передачи постоянно растущего их объема. В одном из способов увеличения скорости передачи данных предлагается увеличить несущую частоту, но это может вызвать нежелательное затухание сигнала и искажения. С другой стороны, уменьшение несущей частоты позволяет сохранить сильные сигналы, но с риском возникновения неоднозначности, особенно при работе с широкополосными сигналами. Здесь рассматривается предложение, при котором уменьшение частоты при одновременном увеличении числа фазовых состояний дает возможность увеличить реальную скорость передачи данных без ограничений по полосе частот или возникновения неоднозначностей.
Обратимся теперь к фиг.1, где показана скважина в процессе бурения. Буровая платформа 2 оборудована буровой вышкой 4 с подъемным механизмом 6. Бурение нефтяных или газовых скважин выполняется буровыми трубами, соединенными муфтами 7, которые образуют буровую колонну 8. Подъемный механизм 6 поддерживает ведущую бурильную трубу 10, которая используется для опускания буровой колонны 8 сквозь вращающийся стол 12. Нижний конец буровой колонны 8 соединен с буровым долотом 14. Долото 14 вращается, и бурение выполняется вращением буровой колонны 8 с помощью забойного двигателя, расположенного рядом с буровым долотом. Бурение может выполняться как с помощью вращающегося стола, так и с помощью вращающегося долота. Буровая текучая среда, называемая буровым раствором, подается рециркуляционной установкой 16 раствора через питающую трубу 18, ведущую бурильную трубу 10 и направляется вниз по буровой колонне 8 под высоким давлением и в больших объемах. Раствор выходит через форсунки или сопла бурового долота 14. Затем буровой раствор возвращается наверх по кольцевому зазору, образованному внешней поверхностью буровой колонны и стенками скважины 20, через противовыбросовый превентор (не показан) и направляется в резервуар 24 для бурового раствора на поверхности. На поверхности буровой раствор очищается и вновь направляется в рециркуляционную установку 16. Буровой раствор используется и для охлаждения бурового долота 14 на всем протяжении от основания до поверхности и для балансировки гидростатического давления в скальных формациях. Однако система, показанная на Фиг.1, не ограничена применением буровой грязи в качестве бурового раствора. Например, в случае бурения с отрицательным дифференциальным давлением (UBD) предпочтительнее использовать аэрированные текучие среды или воздушно-нефтяные смеси.
В предпочтительном варианте выполнения в скважинном приборе (инструменте) 28 для передачи данных применяется электромагнитная телеметрическая система типа MWD. Следует заметить, что, хотя скважинный прибор 28 показан расположенным рядом с буровым долотом 14, его можно устанавливать в любом желаемом месте буровой колонны.
Обратимся теперь к Фиг.2, где скважинный прибор 28 показан более детально. Как показано, в скважинный прибор 28 входит изолятор 200, антенна 201, кольцевой проход 202, внутренний проход 204, модуль электроники 206, батарейный модуль 208, датчик гама-излучения 210 и датчики направления 214; все они размещены в буровом воротнике 212. Однако следует заметить, что показанный состав скважинного прибора 28 не исчерпывается указанными элементами, как это будет ясно специалисту.
Изолятор 200 разделяет верхнюю и нижнюю части антенны 201, а данные передаются на поверхность путем наведения разности переменных напряжений на изоляторе 200 и генерирования, таким образом, электромагнитного сигнала. На поверхности электромагнитный сигнал, в предпочтительном варианте выполнения, воспринимается как напряжение между проводящей буровой колонной и заземленным электродом (не показан). Для приема электромагнитных телеметрических сигналов от скважинного прибора 28 вдоль буровой колонны могут быть установлены один или несколько модулей-повторителей 32. В модули-повторители 32 включены приемник и передатчик электромагнитных телеметрических сигналов.
Кольцевой проход 202 используется для измерения кольцевого давления, а внутренний проход 204 позволяет измерить внутреннее давление. Датчик уровня гама-излучения 210 измеряет уровень радиации, а датчик направления 214 определяет ориентацию буровой колонны. Питание к различным датчикам и электронике (электронной аппаратуре) скважинного прибора 28 поступает от батарейного модуля 208. Результаты измерений различных датчиков поступают в модуль 206 электроники, где они подвергаются обработке. В обработку данных входят: оцифровка данных измерений датчиков, хранение информации в локальном ЗУ, сжатие данных для эффективной передачи и выполнение других задач, хорошо известных специалистам.
В модуль 206 электроники входит также передатчик для передачи данных в виде электромагнитных сигналов предпочтительно с фазовой манипуляцией (ФМн). Кроме передатчика сигналов с ФМн, в электронный модуль 206 входит приемник сигналов с ФМн, что обеспечивает двухстороннюю связь буровой колонны с поверхностью. Как показано на Фиг.3, электромагнитную телеметрическую систему с ФМн можно представить в виде трех функциональных блоков: канала 304, ФМн-передатчика (передатчика с ФМн) 302 и ФМн-приемника (приемника с ФМн) 306. Как сказано выше, для формирования электромагнитного сигнала к изолятору 200 подводится разностное напряжение. Затем электромагнитный сигнал распространяется к поверхности через пробуренные формации вдоль буровой колонны. На поверхности электромагнитная волна воспринимается в виде напряжения между буровой установкой 4 и заземленным электродом, находящимся рядом с буровой установкой. Таким образом, в канал 304, связывающий ФМн-передатчик 302 и ФМн-приемник 306, входит передающая антенна, пробуренная формация, буровая колонна, работающая как волновод для электромагнитных волн, и приемный электрод.
Обратимся теперь к Фиг.4, где показана блок-схема, иллюстрирующая возможное исполнение ФМн-передатчика 302. Поток предварительно обработанных и подготовленных к передаче двоичных данных проходит через блок 400, который запоминает данные в виде двоичных последовательностей или битовых групп. В блоке 402 каждая двоичная последовательность представляется в виде фазовых соотношений, где каждое значение фазы соответствует определенной двоичной последовательности. Одна из линий, выходящих из блока 402, содержит синусоидальную составляющую каждой фазы, которая смешивается с синусоидальной составляющей сигнала несущей частоты в смесителе 408. Другая линия, выходящая из блока 402, содержит косинусную составляющую каждой фазы, которая смешивается с косинусной составляющей сигнала несущей частоты в смесителе 404. Выходные сигналы смесителей 402 и 408 подводятся к блоку сложения-вычитания 406, выходной сигнал которого представляет собой комбинации синусных и косинусных функций, являющихся сигналом, который должен быть передан по каналу 304.
На Фиг.8 представлена четырехфазная ФМн последовательность, которая поясняет работу передатчика, показанного на Фиг.4. В четырехфазной ФМн поток двоичных данных разделяется на группы, содержащие по два двоичных разряда, а каждая группа разрядов отображается различной фазой передаваемых сигналов. Поскольку число разрядов "i", соответствующее каждому символьному интервалу передаваемого сигнала, равно 2, то возможно образование общего числа групп, равное 2i или 4. Следовательно, должно быть четыре различные фазы передаваемого сигнала, по одной на каждую группу. Если же на символ приходится 3 двоичных разряда, то число возможных групп разрядов станет равным 23 или 8 и потребуется восемь различных состояний фазы в передаваемом сигнале.
Обычно фазовые состояния распределяются равномерно, и фазы передаваемого сигнала для четырехфазного ФМн будут отстоять друг от друга на 360°/4 или 90°. Таким образом, один из возможных наборов фазовых соотношений, как показано на Фиг.8, представляет собой {±45°, ±135°}. Передаваемый сигнал s(t) на выходе блока 406 имеет вид:
i=1, 2, 3, 4, где фазы групп двоичных разрядов выстраиваются так, как показано на Фиг.8. Передаваемый сигнал, описываемый уравнением (1), пользуясь тригонометрическими соотношениями, можно переписать в следующем виде:
В уравнении (2) хорошо видны синфазная и квадратурная составляющие передаваемого сигнала, а на Фиг.8 показан сигнал, передаваемый в течение одного символьного интервала.
Обратимся теперь к Фиг.5, где показана блок-схема возможного ФМн-приемника 306. Входной сигнал проходит через блоки перемножения 500 и 502. Блок 500 перемножения смешивает входной сигнал с сигналом несущей частоты, содержащим фазовый сдвиг 90°, для формирования квадратурной составляющей fq. Блок 502 перемножения смешивает входной сигнал с сигналом несущей частоты для формирования синфазной составляющей fi. Синфазная и квадратурная составляющие пропускаются соответственно через фильтры нижних частот 506 и 508. В этой точке синфазная и квадратурная составляющие могут быть усилены до необходимого уровня перед передачей на декодер 510. На Фиг.9 приведен пример правила декодирования последовательности выходного си гнала приемника, схема которого показана на Фиг.5, с примером последовательности фаз, приведенным на Фиг.8.
Следует напомнить, что передатчик, схема которого показана на Фиг.4, и приемник, схема которого показана на Фиг.5, а также приведенный пример четырехфазной ФМн, могут оказаться неоптимальными и приведены только в качестве примера.
В существующих системах MWD возрастает число датчиков, каждый из которых генерирует увеличенный объем данных, и часто это становится узким местом, поскольку имеющаяся скорость передачи данных не может угнаться за растущим объемом выходных данных. В результате в большинстве телеметрических систем желательно увеличение скорости передачи данных.
Обратимся теперь к Фиг.6, где показан передаваемый сигнал с ФМн. Передаваемый сигнал с ФМн представляет собой передаваемый сигнал с двухфазной ФМн, где сигнал А и сигнал В имеют одну и ту же частоту, но сдвинуты по фазе на 180°. Обратимся теперь к Фиг.7, где представлена круговая групповая диаграмма синфазной (I) и квадратурной (Q) составляющих для двухфазной системы, представленной на Фиг.6, с φ1 для сигнала А и φ2 для сигнала В.
Как видно на Фиг.6, сигнал А и сигнал В передаются соответственно за время символьных интервалов Т1 и T2, а каждый символьный интервал содержит 3 периода несущей частоты. При передаче фаза сигнала А отображается двоичным 0, тогда как фаза сигнала В отображается двоичной 1. Как следует из Фиг.6, существует несколько путей увеличения числа разрядов в передаваемом сигнале за единицу времени (т.е., скорость передачи данных).
Одним из способов повышения скорости передачи данных может быть увеличение несущей частоты, что приводит к уменьшению общего времени символьного интервала. Но в этом случае значительно возрастает затухание и увеличиваются искажения, что накладывает фундаментальные ограничения на повышение скорости передачи данных. Наоборот, уменьшение несущей частоты приводит к повышению интенсивности электромагнитных сигналов при одновременном повышении риска возникновения неоднозначностей из-за "заворота" спектра сигнала, что становится особенно проблематичным при работе с широкополосными сигналами.
Другим способом повышения скорости передачи данных может быть увеличение числа фазовых состояний, т.е. увеличение числа разрядов в каждом символьном интервале. Например, если увеличить число фазовых состояний в передаваемом сигнале с ФМн, показанном на Фиг.6, до четырех, то каждый символьный интервал будет содержать два разряда данных, как это объяснялось применительно к Фиг.8.
Анализ свойств энергетических спектров сигналов с фазовой модуляцией проводится теперь с точки зрения повышения скорости передачи данных. Вводятся следующие допущения:
- круговая несущая частота сигнала равна ωc (в радианах);
- период несущей частоты равен Т;
- фазы меняются однократно за каждые N периодов (N - целое положительное число);
- существует М возможных фазовых состояний, где М>1;
- для данного М фазы берутся из следующего набора
- данные перекодируются в сигналы таким образом, чтобы не существовало корреляции между фазовыми состояниями.
При этих допущениях спектральная плотность мощности сигнала представлена уравнением (3).
Это выражение является точным для М>2. Отметим, что благодаря допущению об отсутствии корреляции между фазовыми состояниями, случай, когда существует всего два фазовых состояния (т.е., когда фазы совпадают или противоположны), можно также описать уравнением (3). Если допустить, что уравнение (3) является точным, то можно видеть, что энергетический спектр сигнала несущей частоты не зависит от числа фазовых состояний М и, таким образом, зависит от числа периодов N до смены фазового состояния и от периода несущей частоты Т. Следовательно, увеличение числа фазовых состояний М не влияет на ширину спектра сигнала.
Как уже отмечалось, уровень шума снижается при уменьшении частоты, хотя это может привести к перемодуляции, особенно для широкополосных сигналов. Однако, обращаясь вновь к уравнению (3), можно видеть, что существует другой подход к повышению скорости передачи данных, состоящий в уменьшении несущей частоты ωc при одновременном увеличении числа фазовых состояний М. Чистым эффектом этого является повышение скорости передачи данных без риска возникновения неоднозначностей при расширении спектра сигнала.
В предпочтительном варианте выполнения несущая частота выбирается ниже типичных значений несущей частоты в электромагнитных телеметрических системах для того, чтобы минимизировать уровень шума и максимизировать амплитуду принимаемого сигнала. Желательно также выбирать несущую частоту так, чтобы ослабление сигнала было бы минимальным при распространении через пробуриваемые формации. Так, например, при глубине скважины 5 км и проводимости 1 мОм/м сигнал на частоте 0,5 Гц будет на 44 дБ интенсивнее сигнала на частоте 5 Гц. Таким образом, в предпочтительном варианте выполнения желательно использование несущей частоты ниже 1 Гц.
Использование рассмотренной телеметрической системы с ФМн, в которой увеличено число фазовых состояний, позволяет получить повышенную скорость передачи данных. Уравнение (4) детально описывает влияние числа фазовых состояний и несущей частоты на отношение сигнал/шум при переходе от двухфазного сигнала с несущей частотой f0 к сигналу с числом фаз 2N и несущей частотой f1 (где f0 и f1 в Гц, а N - число разрядов, приходящихся на один период несущей частоты).
Таким образом, за увеличение числа разрядов приходится расплачиваться отношением сигнал/шум, но это можно компенсировать, понижая частоту, поскольку отношение сигнал/шум уменьшается с понижением частоты.
Так, например, если несущая частота уменьшается от 5 Гц до 1 Гц, а число разрядов на период изменяется с 1 до 10, то, в соответствии с уравнением (4), можно ожидать потери в 43 дБ. Тогда для того чтобы реализовать стопроцентный выигрыш в повышении скорости передачи данных, несмотря на уменьшение отношения сигнал/шум, усиление уровня сигнала при уменьшении частоты до 1 Гц должно быть не меньше 43 дБ. Обратимся теперь к Фиг.10, где показано влияние частоты и удельного сопротивления на затухание сигнала при уменьшении несущей частоты сигнала от 5 Гц до 1 Гц и приведена зависимость от глубины и удельного сопротивления формации; при удельном сопротивлении формации 1 Ом/м и глубине скважины 5 км ожидается увеличение затухания на около 100 дБ. Таким образом, раскрытая телеметрическая система с ФМн обеспечивает более высокую скорость передачи данных и преодолевает недостатки, связанные с уменьшением несущей частоты.
Получающийся при применении сигналов с ФМн спектр плотно сгруппирован вокруг несущей частоты, что позволяет одновременно использовать и другие частоты. Применение множества несущих частот позволяет передать больше информации на поверхность. Скорость передачи данных можно в этом случае повысить, поскольку межсимвольные помехи становятся минимальными. Во множестве вариантов подходящих несущих частот существуют различные соотношения между соседними частотами, но предпочтительнее соотношение 38/15. Например, если первая несущая частота равна 0,5 Гц, то другая несущая частота должна быть взята равной 0,5 Гц·38/15, т.е. примерно 1,267 Гц. Однако система допускает более широкий выбор частот и можно использовать множество частот. Например, если самая низкая несущая частота равна 0,1 Гц, то предпочтительная последовательность частот получается умножением на 38/15 низшей несущей частоты (0,1 Гц, 0,2533 Гц, 0,64177 Гц, 1,6258 Гц), а предпочтительная частота для основного канала связи должна быть равна 0,64177 Гц.
Помимо способа передачи сигнала с ФМн можно применять амплитудную модуляцию (AM), где несущая частота понижается до значения, когда потери в сигнале из-за рассеивания становятся минимальными. Амплитудная модуляция несущей вызывает появление боковых полос, которые расширяют ширину спектра сигнала. Однако можно получить узкую ширину спектра, применив однополосную AM, поскольку одна боковая полоса содержит всю информацию в передаваемом сигнале. Способы формирования сигналов с однополосной AM известны специалистам и здесь не рассматриваются.
В еще одной реализации сигналы несущих частот можно подвергнуть амплитудно-фазовой модуляции. Модуляция может иметь вид квадратурной AM (QAM) или может быть выполнена в виде независимой фазовой и амплитудной модуляции. В качестве примера, в последнем случае одна из несущих частот (например, 0,5 Гц) может быть подвергнута фазовой модуляции в виде 32-разрядной ФМн с 0,25 символа в секунду и амплитудной модуляции по четырем уровням мощности при 0,125 символов в секунду при полной скорости передачи данных 1,5 бит/с на одной несущей. Пример такого модулированного сигнала приведен на Фиг.11. Здесь, как и ранее, можно одновременно использовать множество несущих частот.
Следует отметить, что любое число фазовых состояний, большее двух, можно с успехом применять в рассмотренной выше электромагнитной телеметрической системе с ФМн, а это число не ограничено степенью 2. Можно применить и другую конфигурацию антенны, но с сохранением рассмотренного здесь способа передачи данных. Кодирование телеметрических данных можно выполнить с помощью корректирующих кодов или подвергнуть сжатию. Полная оценка изложенного выше дает возможность специалисту рассмотреть большое число других изменений и модификаций. Все эти изменения и модификации охватывает приложенная формула изобретения.
Claims (37)
1. Скважинная телеметрическая система, содержащая передатчик с фазовой манипуляцией (ФМн), отличающаяся тем, что она содержит антенну для передачи низкочастотных электромагнитных сигналов, а передатчик с ФМн установлен с возможностью приема отображающих телеметрические данные цифровых сигналов, преобразования цифровых сигналов в передаваемый сигнал с ФМн, имеющий несущую частоту не выше 1 Гц и совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и направления передаваемого сигнала к антенне.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что совокупность сигнала содержит 8 фазовых состояний.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что совокупность сигнала содержит 16 фазовых состояний.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что совокупность сигнала содержит 32 фазовых состояния.
5. Система по п.1, отличающаяся тем, что совокупность сигнала содержит 256 фазовых состояний.
6. Система по п.1, отличающаяся тем, что совокупность сигнала содержит 1024 фазовых состояния.
7. Система по п.1, отличающаяся тем, что в передаваемом сигнале с ФМн на один символьный период приходится, по меньшей мере, около четырех периодов несущей частоты.
8. Система по п.1, отличающаяся тем, что в передаваемом сигнале с ФМн на один символьный период приходится около трех периодов несущей частоты.
9. Система по п.1, отличающаяся тем, что в передаваемом сигнале с ФМн на один символьный период приходится около двух периодов несущей частоты.
10. Система по п.1, отличающаяся тем, что несущая частота имеет значение около 0,5 Гц.
11. Система по п.1, отличающаяся тем, что передаваемый сигнал с ФМн является сигналом с амплитудной модуляцией.
12. Способ геофизических исследований в процессе бурения, в котором осуществляют бурение скважины в формации посредством бурового долота, закрепленного на буровой колонне, снабженной блоком датчиков, принимают сигналы, отображающие характеристики формаций, извлекают телеметрическую информацию из указанных сигналов, передают ее в передатчик с ФМн, отличающийся тем, что кодируют телеметрическую информацию с формированием цифрового передаваемого сигнала, осуществляют фазовую модуляцию передаваемого цифрового сигнала на низкой несущей частоте, не превышающей 1 Гц, с формированием сигнала с ФМн, имеющего совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и передают сигнал с ФМн на расположенный на поверхности приемник.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что формируют сигнал с ФМн, имеющий совокупность сигнала с 32 фазовыми состояниями или более.
14. Способ по п.12, отличающийся тем, что формируют сигнал с ФМн, имеющий совокупность сигнала с 256 фазовыми состояниями.
15. Способ по п.12, отличающийся тем, что формируют сигнал с ФМн, имеющий совокупность сигнала с 1024 фазовыми состояниями.
16. Способ по п.12, отличающийся тем, что значение несущей частоты составляет около 0,5 Гц.
17. Способ по п.12, отличающийся тем, что принимают сигнал с ФМн на поверхности, извлекают из него телеметрическую информацию и сопоставляют ее с положением блока датчиков.
18. Способ по п.12, отличающийся тем, что передаваемый сигнал с ФМн подвергают амплитудной модуляции.
19. Скважинная телеметрическая система, содержащая передатчик с фазовой манипуляцией (ФМн), отличающаяся тем, что она содержит антенну для передачи низкочастотных электромагнитных сигналов, а передатчик с ФМн установлен с возможностью приема отображающих телеметрические данные цифровых сигналов, преобразования цифровых сигналов в передаваемый сигнал с ФМн, имеющий разные несущие частоты и совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний, и направления передаваемого сигнала к антенне.
20. Система по п.19, отличающаяся тем, что совокупность сигнала имеет 8 фазовых состояний.
21. Система по п.19, отличающаяся тем, что совокупность сигнала имеет 16 фазовых состояний.
22. Система по п.19, отличающаяся тем, что совокупность сигнала имеет 32 фазовых состояния или более.
23. Система по п.19, отличающаяся тем, что совокупность сигнала имеет 256 фазовых состояний.
24. Система по п.19, отличающаяся тем, что совокупность сигнала имеет 1024 фазовых состояния.
25. Система по п.19, отличающаяся тем, что передаваемые сигналы с ФМн имеют символьный период, по меньшей мере, равный приблизительно четырем периодам несущей частоты.
26. Система по п.19, отличающаяся тем, что передаваемые сигналы с ФМн имеют символьный период, по меньшей мере, равный приблизительно трем периодам несущей частоты.
27. Система по п.19, отличающаяся тем, что передаваемые сигналы с ФМн имеют символьный период, по меньшей мере, равный приблизительно двум периодам несущей частоты.
28. Система по п.19, отличающаяся тем, что отношение соседних несущих частот составляет около 38/15.
29. Система по п.19, отличающаяся тем, что передаваемый сигнал с ФМн является сигналом с амплитудной модуляцией.
30. Способ геофизических исследований в процессе бурения, в котором осуществляют бурение скважины в формации посредством бурового долота, закрепленного на буровой колонне, снабженной блоком датчиков, принимают сигналы, отображающие характеристики формаций, извлекают телеметрическую информацию из указанных сигналов, передают ее в передатчик с ФМн, отличающийся тем, что кодируют телеметрическую информацию с формированием цифрового передаваемого сигнала, осуществляют фазовую модуляцию цифрового передаваемого сигнала на разных несущих низких частотах с формированием передаваемого сигнала и направляют передаваемый сигнал на расположенный на поверхности приемник.
31. Способ по п.30, отличающийся тем, что формируют передаваемый сигнал, имеющий совокупность сигнала с более 4 фазовых состояний.
32. Способ по п.31, отличающийся тем, что значения соседних несущих низких частот находятся в отношении примерно 38/15.
33. Способ по п.32, отличающийся тем, что формируют передаваемый сигнал, имеющий совокупность сигнала с 32 фазовыми состояниями или более.
34. Способ по п.32, отличающийся тем, что формируют передаваемый сигнал, имеющий совокупность сигнала с 256 фазовыми состояниями.
35. Способ по п.32, отличающийся тем, что формируют передаваемый сигнал, имеющий совокупность сигнала с 1024 фазовыми состояниями.
36. Способ по п.32, отличающийся тем, что принимают передаваемый сигнал на поверхности, извлекают из него телеметрическую информацию и сопоставляют телеметрическую информацию с положением блока датчиков.
37. Способ по п.30, отличающийся тем, что передаваемый сигнал подвергают амплитудной модуляции.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/190,165 US6750783B2 (en) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | Low frequency electromagnetic telemetry system employing high cardinality phase shift keying |
| US10/190,165 | 2002-07-05 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005103224A RU2005103224A (ru) | 2005-07-10 |
| RU2310215C2 true RU2310215C2 (ru) | 2007-11-10 |
Family
ID=29999813
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005103224/28A RU2310215C2 (ru) | 2002-07-05 | 2003-07-02 | Скважинная телеметрическая система (варианты) и способ геофизических исследований в процессе бурения (варианты) |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6750783B2 (ru) |
| CN (1) | CN100501448C (ru) |
| AU (1) | AU2003281430B2 (ru) |
| BR (1) | BR0312014A (ru) |
| CA (1) | CA2490477C (ru) |
| GB (1) | GB2407011A (ru) |
| MX (1) | MXPA04012905A (ru) |
| NO (1) | NO20045498L (ru) |
| RU (1) | RU2310215C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004005966A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478992C2 (ru) * | 2011-07-07 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" | Способ формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины |
| US9042200B2 (en) | 2008-12-12 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole telemetry system |
Families Citing this family (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040156264A1 (en) * | 2003-02-10 | 2004-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry system using discrete multi-tone modulation in a wireless communication medium |
| US7348892B2 (en) * | 2004-01-20 | 2008-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe mounted telemetry receiver |
| US7080699B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
| US20060062082A1 (en) * | 2004-09-23 | 2006-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating acoustic signal with single mode of propagation |
| US8392021B2 (en) | 2005-02-18 | 2013-03-05 | Irobot Corporation | Autonomous surface cleaning robot for wet cleaning |
| EP1850725B1 (en) | 2005-02-18 | 2010-05-19 | iRobot Corporation | Autonomous surface cleaning robot for wet and dry cleaning |
| US7557492B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermal expansion matching for acoustic telemetry system |
| US7595737B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shear coupled acoustic telemetry system |
| US20100177596A1 (en) * | 2009-01-14 | 2010-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive Carrier Modulation for Wellbore Acoustic Telemetry |
| US9010461B2 (en) | 2009-06-01 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Guide wire for ranging and subsurface broadcast telemetry |
| US8912915B2 (en) | 2009-07-02 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole array for ranging and crosswell telemetry |
| US9234981B2 (en) * | 2009-07-31 | 2016-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Exploitation of sea floor rig structures to enhance measurement while drilling telemetry data |
| US9581718B2 (en) | 2010-03-31 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for ranging while drilling |
| CN102263690B (zh) * | 2011-05-23 | 2014-04-09 | 中国石油大学(华东) | 一种用于随钻测量系统数据上传的方法 |
| US9726157B2 (en) | 2012-05-09 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced geothermal systems and methods |
| CA2890615C (en) | 2012-11-06 | 2019-02-26 | Evolution Engineering Inc. | Drill collar with integrated probe centralizer |
| CN104884737B (zh) | 2012-11-06 | 2019-02-15 | 开拓工程股份有限公司 | 通用的井下探头系统 |
| CA2889922C (en) | 2012-11-06 | 2016-01-19 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator and method of using same |
| US9909369B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-03-06 | Evolution Engineering Inc. | Electromagnetic telemetry gap sub assembly with insulating collar |
| US9850751B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-12-26 | Evolution Engineering Inc. | Axially-supported downhole probes |
| US10030501B2 (en) | 2012-12-03 | 2018-07-24 | Evolution Engineering Inc. | Downhole probe centralizer |
| US10113412B2 (en) | 2012-12-03 | 2018-10-30 | Evolution Engineering Inc. | Axially-supported downhole probes |
| WO2014085936A1 (en) | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Evolution Engineering Inc. | Method and apparatus for multi-channel downhole electromagnetic telemetry |
| US9951603B2 (en) | 2012-12-07 | 2018-04-24 | Evolution Engineering Inc. | Methods and apparatus for downhole probes |
| US9574441B2 (en) | 2012-12-17 | 2017-02-21 | Evolution Engineering Inc. | Downhole telemetry signal modulation using pressure pulses of multiple pulse heights |
| US10753201B2 (en) | 2012-12-17 | 2020-08-25 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| WO2014094160A1 (en) | 2012-12-17 | 2014-06-26 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| MX364241B (es) | 2013-02-12 | 2019-04-17 | Halliburton Energy Services Inc | Transmisión en la parte superior del pozo de datos de pozo basados en el ancho de banda. |
| US9995134B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-06-12 | Evolution Engineering Inc. | Electromagnetic pulse downhole telemetry |
| US9932776B2 (en) | 2013-03-01 | 2018-04-03 | Evolution Engineering Inc. | Pinned electromagnetic telemetry gap sub assembly |
| 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 |
| WO2015095858A2 (en) * | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Fastcap Systems Corporation | Electromagnetic telemetry device |
| US9765613B2 (en) * | 2014-03-03 | 2017-09-19 | Aps Technology, Inc. | Drilling system and electromagnetic telemetry tool with an electrical connector assembly and associated methods |
| US9790784B2 (en) | 2014-05-20 | 2017-10-17 | Aps Technology, Inc. | Telemetry system, current sensor, and related methods for a drilling system |
| CA2895680A1 (en) | 2014-06-27 | 2015-12-27 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| CA2895681A1 (en) | 2014-06-27 | 2015-12-27 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| US9670774B2 (en) | 2014-06-27 | 2017-06-06 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| WO2016095027A1 (en) | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Evolution Engineering Inc. | Downhole telemetry tool with adaptive frequency transmitter |
| CA2974838C (en) | 2015-02-10 | 2019-03-12 | Evolution Engineering Inc. | Method and apparatus for determining rotor position in a fluid pressure pulse generator |
| US9976413B2 (en) | 2015-02-20 | 2018-05-22 | Aps Technology, Inc. | Pressure locking device for downhole tools |
| US9803473B2 (en) | 2015-10-23 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole electromagnetic telemetry receiver |
| US20170130404A1 (en) * | 2015-10-28 | 2017-05-11 | Adhesive Technologies, Llc | Synthetic Turf Seaming and System with Adhesive Mesh Inlay components |
| EP3559412A4 (en) * | 2016-12-30 | 2020-08-19 | Evolution Engineering Inc. | SYSTEM AND METHOD OF DATA TELEMETRY BETWEEN ADJACENT DRILL HOLES |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4215427A (en) * | 1978-02-27 | 1980-07-29 | Sangamo Weston, Inc. | Carrier tracking apparatus and method for a logging-while-drilling system |
| US4302757A (en) | 1979-05-09 | 1981-11-24 | Aerospace Industrial Associates, Inc. | Bore telemetry channel of increased capacity |
| US4468665A (en) * | 1981-01-30 | 1984-08-28 | Tele-Drill, Inc. | Downhole digital power amplifier for a measurements-while-drilling telemetry system |
| US4725837A (en) | 1981-01-30 | 1988-02-16 | Tele-Drill, Inc. | Toroidal coupled telemetry apparatus |
| US4691203A (en) | 1983-07-01 | 1987-09-01 | Rubin Llewellyn A | Downhole telemetry apparatus and method |
| FR2600171B1 (fr) | 1986-06-17 | 1990-10-19 | Geoservices | Antenne pour emetteur situe a grande profondeur |
| US6560293B1 (en) * | 1999-05-04 | 2003-05-06 | 3Com Corporation | Apparatus and method for FM remodulation of envelope modulated data signals |
-
2002
- 2002-07-05 US US10/190,165 patent/US6750783B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-02 GB GB0502347A patent/GB2407011A/en not_active Withdrawn
- 2003-07-02 BR BR0312014-7A patent/BR0312014A/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-07-02 WO PCT/US2003/020871 patent/WO2004005966A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-07-02 CA CA002490477A patent/CA2490477C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-02 CN CNB038159392A patent/CN100501448C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-02 RU RU2005103224/28A patent/RU2310215C2/ru active
- 2003-07-02 MX MXPA04012905A patent/MXPA04012905A/es active IP Right Grant
- 2003-07-02 AU AU2003281430A patent/AU2003281430B2/en not_active Expired
-
2004
- 2004-12-16 NO NO20045498A patent/NO20045498L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9042200B2 (en) | 2008-12-12 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole telemetry system |
| RU2478992C2 (ru) * | 2011-07-07 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" | Способ формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1666115A (zh) | 2005-09-07 |
| MXPA04012905A (es) | 2005-09-12 |
| AU2003281430B2 (en) | 2005-11-10 |
| US6750783B2 (en) | 2004-06-15 |
| CN100501448C (zh) | 2009-06-17 |
| US20040004553A1 (en) | 2004-01-08 |
| GB0502347D0 (en) | 2005-03-16 |
| AU2003281430A1 (en) | 2004-01-23 |
| RU2005103224A (ru) | 2005-07-10 |
| GB2407011A (en) | 2005-04-13 |
| CA2490477C (en) | 2008-12-23 |
| WO2004005966A1 (en) | 2004-01-15 |
| NO20045498L (no) | 2005-02-04 |
| BR0312014A (pt) | 2005-03-22 |
| CA2490477A1 (en) | 2004-01-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2310215C2 (ru) | Скважинная телеметрическая система (варианты) и способ геофизических исследований в процессе бурения (варианты) | |
| US10215021B2 (en) | Downhole electromagnetic and mud pulse telemetry apparatus | |
| US7573397B2 (en) | System and method for downhole telemetry | |
| CA2476259C (en) | Dual channel downhole telemetry | |
| US4001773A (en) | Acoustic telemetry system for oil wells utilizing self generated noise | |
| US9771792B2 (en) | Method and apparatus for multi-channel downhole electromagnetic telemetry | |
| CA2577811C (en) | Joint source-channel coding for multi-carrier modulation | |
| AU2011347252B2 (en) | A downhole well-operation system | |
| CA2413984C (en) | Burst qam downhole telemetry system | |
| US20020113718A1 (en) | Burst QAM downhole telemetry system | |
| US9995134B2 (en) | Electromagnetic pulse downhole telemetry | |
| AU2001268663A1 (en) | Burst qam downhole telemetry system | |
| US20130234859A1 (en) | Method for Transmission of Data from a Downhole Sensor Array | |
| CA3002672A1 (en) | Modular tool having combined em logging and telemetry | |
| WO2004051048A2 (en) | Structure and method for pulse telemetry | |
| US10808524B2 (en) | System for cableless bidirectional data transmission in a well for the extraction of formation fluids | |
| US6417667B1 (en) | Method for logging and determining wellbore diameter by processing of progressive subsurface electromagnetic resistivity measurements | |
| JPS6374225A (ja) | 極長波長電磁波の受信装置 |