RU2478992C2 - Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling - Google Patents

Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling Download PDF

Info

Publication number
RU2478992C2
RU2478992C2 RU2011128108/03A RU2011128108A RU2478992C2 RU 2478992 C2 RU2478992 C2 RU 2478992C2 RU 2011128108/03 A RU2011128108/03 A RU 2011128108/03A RU 2011128108 A RU2011128108 A RU 2011128108A RU 2478992 C2 RU2478992 C2 RU 2478992C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
background level
gamma background
gamma
diverter
packets
Prior art date
Application number
RU2011128108/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011128108A (en
Inventor
Алексей Евгеньевич Ковалев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС"
Priority to RU2011128108/03A priority Critical patent/RU2478992C2/en
Publication of RU2011128108A publication Critical patent/RU2011128108A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2478992C2 publication Critical patent/RU2478992C2/en

Links

Landscapes

  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

FIELD: measurement equipment.
SUBSTANCE: formation method of measurement data packages of a cable-free telemetric system during the well drilling involves coding of every four bits of information with a noise-like signal (NLS) with the length of 16 bits and information transfer by means of a phase-shift signal, packages of various types. The data measured in dynamics in the turbine drilling mode is transferred in S-O1-Z-O2-A-O3-"Г"-O4 packages consisting of synchronisation sending (S), diverter (O1), zenith (Z), diverter (O2), azimuth (A), diverter (O3), gamma background level ("Г"), diverter (O4). The data measured in dynamics in the rotary drilling mode is transferred in S-1-"Г"1-R1-"Г"2-R2-"Г"3 packages consisting of synchronisation sending (S), special NLS equal to one and serving for identification of the package type, gamma background level ("Г"1), formation resistance (R1), gamma background level ("Г"2), formation resistance (R2), and gamma background level ("Г"3). The data measured in statics is transferred with S-9-"Г"1-Z-R-A-"Г"2 packages consisting of synchronisation sending (S), special NLS equal to 9 and serving for identification of the packages type, gamma background level ("Г"1), zenith (Z), formation resistance (R), azimuth (A), and gamma background level ("Г"2).
EFFECT: increasing informativity of transferred parameters owing to increasing transfer frequency of logging parameters of gamma background and formation resistance.
4 cl

Description

Изобретение относится к информационно-измерительной технике, в частности к забойным телеметрическим системам с бескабельным каналом связи, и может быть использовано при формировании пакетов данных измерений телеметрической системы для передачи информации с забоя буровой скважины на поверхность.The invention relates to information-measuring equipment, in particular to downhole telemetry systems with a cableless communication channel, and can be used to form measurement data packets of a telemetric system for transmitting information from the bottom of a borehole to the surface.

Известен способ формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины по патенту РФ №2394257, МПК G01V 3/34, Е21В 47/12, приоритет 12.11.2008 г.There is a known method of forming data packets of measurements of a cableless telemetry system during well drilling according to the patent of the Russian Federation No. 2394257, IPC G01V 3/34, ЕВВ 47/12, priority 12.11.2008

Способ включает кодирование каждых четырех бит информации шумоподобным сигналом длиной 16 бит и передачу каждого бита закодированной информации с помощью фазоманипулированного сигнала. Передача информации происходит блоками, содержащими два типа пакетов: обычный пакет, содержащий синхропосылку (S), зенит (Z), азимут (А), отклонитель (О), дополнительный параметр (Д), и специальные пакеты, содержащие синхропосылку (S), четыре значения отклонителя (О) и три значения каротажного параметра (К). Этот способ формирования пакетов данных измерений применяется при турбинном бурении скважин без вращения колонны.The method includes encoding every four bits of information with a 16-bit noise-like signal and transmitting each bit of the encoded information using a phase-shifted signal. Information is transmitted in blocks containing two types of packets: a regular packet containing a sync packet (S), zenith (Z), azimuth (A), a diverter (O), an additional parameter (D), and special packets containing a sync packet (S), four diverter values (O) and three values of the log parameter (K). This method of generating measurement data packets is used in turbine drilling without column rotation.

Известный способ не эффективен в режиме роторного бурения, так как при вращении колонны невозможно определить значения угла установки отклонителя, зенитного и азимутального углов. В этом случае целесообразно дополнительно передавать вместо вышеперечисленных углов каротажные параметры уровня гамма фона и сопротивления пласта, доступные для измерений, в том числе и в режиме роторного бурения.The known method is not effective in the rotary drilling mode, since during the rotation of the column it is impossible to determine the installation angle of the deflector, anti-aircraft and azimuthal angles. In this case, it is advisable to additionally transfer instead of the above angles the logging parameters of the gamma background level and reservoir resistance, available for measurements, including in the rotary drilling mode.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение информативности передаваемых при роторном бурении скважины параметров за счет увеличения частоты передачи каротажных параметров гамма фона и сопротивления пласта.The objective of the proposed technical solution is to increase the information content of the parameters transmitted during rotary drilling of a well by increasing the frequency of transmission of gamma background parameters and formation resistance.

Решение поставленной задачи достигнуто тем, что в способе формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины, включающем кодирование каждых четырех бит информации шумоподобным сигналом (ШПС) длиной 16 бит и передачу информации с помощью фазоманипулированного сигнала пакетами разных типов, данные, замеренные «в динамике» при турбинном режиме бурения, передают пакетами S-O1-Z-O2-A-O3-Г-O4, состоящими из синхропосылки (S), отклонителя (O1), зенита (Z), отклонителя (O2), азимута (А), отклонителя (О3), уровня гамма фона (Г), отклонителя (O4); данные, замеренные «в динамике» при роторном режиме бурения - пакетами S-1-Г1-R1-Г2-R2-Г3, состоящими из синхропосылки (S), специального ШПС, равного единице и служащего для идентификации типа пакета, уровня гамма фона (Г1), сопротивления пласта (R1), уровня гамма фона (Г2), сопротивления пласта (R2), уровня гамма фона (Г3); данные, замеренные «в статике» - пакетами S-9-Г1-Z-R-A-Г2, состоящими из синхропосылки (S), специального ШПС, равного 9 и служащего для идентификации типа пакета, уровня гамма фона (Г1), зенита (Z), сопротивления пласта (R), азимута (А), уровня гамма фона (Г2). Значения отклонителей (O1, O2, О3, O4) передают двумя ШПС. Значения зенита (Z), азимута (А), уровня гамма фона (Г, Г1, Г2, Г3), сопротивления пласта (R1, R2) передают тремя ШПС. Для идентификации пакета данных, замеренных "в динамике" при турбинном режиме бурения, служит младший бит первого ШПС O1, равный нулю.The solution to this problem was achieved by the fact that in the method of generating data packets of measurements of a cableless telemetry system during well drilling, including encoding every four bits of information with a noise-like signal (SHPS) 16 bits in length and transmitting information using a phase-shifted signal with packets of different types, the data measured " in dynamics ”during turbine drilling, transmit packets SO 1 -ZO 2 -AO 3 -Г-O 4 , consisting of synchro package (S), diverter (O 1 ), zenith (Z), diverter (O 2 ), azimuth ( A) diverter (O 3 ) , background gamma level (G), diverter (O 4 ); data measured “in dynamics” during rotary drilling - with S-1-G 1 -R 1 -G 2 -R 2 -G 3 packets, consisting of a sync packet (S), a special ShPS, equal to one and used to identify the type of packet , gamma background level (G 1 ), formation resistance (R 1 ), gamma background level (G 2 ), formation resistance (R 2 ), gamma background level (G 3 ); data measured “in statics” - by S-9-G 1 -ZRA-G 2 packets, consisting of a clock package (S), a special ShPS equal to 9 and used to identify the type of packet, background gamma level (G 1 ), zenith ( Z), reservoir resistance (R), azimuth (A), gamma background level (G 2 ). The values of the diverters (O 1 , O 2 , O 3 , O 4 ) transmit two SHPS. The values of zenith (Z), azimuth (A), gamma background level (G, G 1 , G 2 , G 3 ), reservoir resistance (R 1 , R 2 ) are transmitted by three SHPS. To identify the data packet measured "in dynamics" during the turbine drilling mode, the low-order bit of the first ШПС O 1 , equal to zero, is used.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Телеметрическая система может работать в двух режимах измерения, которые условно называются «динамика» и «статика».The telemetry system can operate in two measurement modes, which are conventionally called “dynamics” and “static”.

Замеры «в динамике» производятся непрерывно во время работы генератора телесистемы, т.е. во время работы буровых насосов и циркуляции буровой жидкости. Данные о замерах непрерывно передаются на поверхность, что позволяет проводить направленное бурение. Достоверность значений инклинометрических параметров «в динамике» подтверждается данными замера «в статике». Замер «в статике» выполняется всякий раз, когда насосы останавливаются. После возобновления циркуляции эти данные передаются в первых трех пакетах следующего содержания: S-9-Г1-Z-R-A-Г2.Measurements "in dynamics" are made continuously during operation of the telesystem generator, i.e. during operation of mud pumps and circulation of drilling fluid. Measurement data is continuously transmitted to the surface, which allows directional drilling. The reliability of the values of the inclinometric parameters “in dynamics” is confirmed by the measurement data “in statics”. "Static" measurement is performed whenever the pumps stop. After resuming circulation, these data are transmitted in the first three packets of the following contents: S-9-G 1 -ZRA-G 2 .

После передачи данных «статики» начинается передача данных «в динамике». Формат передачи данных измерений выбирается в зависимости от типа режима бурения: при турбинном бурении телесистема передает пакеты S-O1-Z-O2-A-O3-Г-O4, при роторном - пакеты S-1-Г1-R1-Г2-R2-Г3.After the transfer of "static" data, the transfer of data "in dynamics" begins. The transmission format of the measurement data is selected depending on the type of drilling mode: during turbine drilling, the telesystem transmits SO 1 -ZO 2 -AO 3 -Г-O 4 packets, and for rotary drilling, S-1-Г 1 -R 1 -Г 2 -R packets 2- G 3 .

На приемной стороне пакеты различаются следующим образом. Если младший бит первого ШПС равен нулю, то это пакет турбинного режима. Если младший бит первого ШПС отличен от нуля, то анализируется весь первый ШПС. Если он равен 1 - это пакет турбинного режима, если 9 - статические данные.On the receiving side, the packets are distinguished as follows. If the least significant bit of the first BSC is zero, then this is a turbine mode packet. If the least significant bit of the first BSC is nonzero, then the entire first BSC is analyzed. If it is 1, this is a turbine mode packet, if 9 is static data.

Способ формирования пакетов данных бескабельной телеметрической системы в процессе бурения успешно применяется для передачи информации с забоя на поверхность при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин.The method of generating data packets of a cableless telemetry system during drilling is successfully used to transmit information from the bottom to the surface when drilling horizontal and directional wells.

Использование предлагаемого технического решения позволяет повысить информативность передаваемых при роторном бурении скважины параметров.Using the proposed technical solution allows to increase the information content of the parameters transmitted during rotary drilling of the well.

Claims (4)

1. Способ формирования пакетов данных измерений бескабельной телеметрической системы в процессе бурения скважины, включающий кодирование каждых четырех бит информации шумоподобным сигналом (ШПС) длиной 16 бит, передачу информации с помощью фазоманипулированного сигнала пакетами разных типов, отличающийся тем, что данные, замеренные «в динамике» при турбинном режиме бурения, передают пакетами S-O1-Z-O2-A-O3-Г-O4, состоящими из синхропосылки (S), отклонителя (О1), зенита (Z), отклонителя (O2), азимута (А), отклонителя (O3), уровня гамма-фона (Г), отклонителя (O4); данные, замеренные «в динамике» при роторном режиме бурения - пакетами S-1-Г1-R1-Г2-R2-Г3, состоящими из синхропосылки (S), специального ШПС, равного единице и служащего для идентификации типа пакета, уровня гамма-фона (Г1), сопротивления пласта (R1), уровня гамма-фона (Г2), сопротивления пласта (R2), уровня гамма-фона (Г3); данные, замеренные «в статике» - пакетами S-9-Г1-Z-R-A-Г2, состоящими из синхропосылки (S), специального ШПС, равного 9 и служащего для идентификации типа пакета, уровня гамма-фона (Г1), зенита (Z), сопротивления пласта (R), азимута (А), уровня гамма-фона (Г2).1. A method of generating data packets of measurements of a cableless telemetry system during well drilling, including encoding every four bits of information with a 16-bit noise-like signal (SHPS), transmitting information using a phase-shifted signal with packets of different types, characterized in that the data measured “in dynamics” "When the turbine drilling mode, transmit packets SO 1 -ZO 2 -AO 3 -G-O 4 , consisting of synchronous package (S), diverter (O 1 ) , zenith (Z), diverter (O 2 ), azimuth (A) , whipstock (O 3) gamma-ray background level (T), OFF Ithel (O 4); data measured "in dynamics" during rotary drilling - with S-1-G 1 -R 1 -G 2 -R 2 -G 3 packets, consisting of a sync packet (S), a special ShPS, equal to one and used to identify the type of packet , gamma background level (G 1 ), formation resistance (R 1 ), gamma background level (G 2 ), formation resistance (R 2 ), gamma background level (G 3 ); data measured “in statics” - by S-9-G 1 -ZRA-G 2 packets, consisting of a clock package (S), a special ShPS equal to 9 and used to identify the type of packet, gamma background level (G 1 ), zenith (Z), reservoir resistance (R), azimuth (A), gamma background level (G 2 ). 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значения отклонителей (О1, O2, O3, O4) передают двумя ШПС.2. The method according to claim 1, characterized in that the values of the deflectors (O 1 , O 2 , O 3 , O 4 ) transmit two SHPS. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что значения зенита (Z), азимута (А), уровня гамма-фона (Г, Г1, Г2, Г3), сопротивления пласта (R1, R2) передают тремя ШПС.3. The method according to claim 1, characterized in that the values of zenith (Z), azimuth (A), gamma background level (G, G 1 , G 2 , G 3 ), formation resistance (R 1 , R 2 ) are transmitted three ShPS. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для идентификации пакета данных, замеренных "в динамике" при турбинном режиме бурения, служит младший бит первого ШПС О1, равный нулю. 4. The method according to claim 1 or 2, characterized in that for the identification of the data packet measured "in dynamics" during the turbine drilling mode, the least significant bit of the first BSS O 1 is zero.
RU2011128108/03A 2011-07-07 2011-07-07 Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling RU2478992C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011128108/03A RU2478992C2 (en) 2011-07-07 2011-07-07 Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011128108/03A RU2478992C2 (en) 2011-07-07 2011-07-07 Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011128108A RU2011128108A (en) 2013-01-20
RU2478992C2 true RU2478992C2 (en) 2013-04-10

Family

ID=48804957

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011128108/03A RU2478992C2 (en) 2011-07-07 2011-07-07 Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2478992C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2551602C1 (en) * 2014-04-18 2015-05-27 Общество с ограниченной ответственностью Нефтяная научно-производственная компания "ЭХО" Method of bottomhole communication with surface during well drilling

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4562559A (en) * 1981-01-19 1985-12-31 Nl Sperry Sun, Inc. Borehole acoustic telemetry system with phase shifted signal
RU2101487C1 (en) * 1994-12-29 1998-01-10 Центральный научно-исследовательский институт "Дельфин" Gyroscopic inclinometer without gimbal and method of its using
RU28924U1 (en) * 2002-10-01 2003-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Промгеосервис" A device for temporary channel compaction for the formation of packets of measurement data for a downhole telemetry system
RU40499U1 (en) * 2004-04-27 2004-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие ПРОМГЕОСЕРВИС DEVICE OF TEMPORARY SEALING OF CHANNELS FOR FORMING PACKAGES OF MEASUREMENTS OF BOTH BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM
RU2272132C2 (en) * 2001-08-07 2006-03-20 Закрытое акционерное общество "НТ-Курс" Method for information transmission from well to surface
CA2540444A1 (en) * 2005-03-21 2006-09-21 Aps Technology, Inc. System and method for transmitting information through a fluid medium
RU2310215C2 (en) * 2002-07-05 2007-11-10 Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Well telemetry system (variants) and method for geophysical research in process of drilling (variants)
RU2394257C1 (en) * 2008-11-12 2010-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" Method of generating data packets of cable-free telemetric system measurements when well-drilling

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4562559A (en) * 1981-01-19 1985-12-31 Nl Sperry Sun, Inc. Borehole acoustic telemetry system with phase shifted signal
RU2101487C1 (en) * 1994-12-29 1998-01-10 Центральный научно-исследовательский институт "Дельфин" Gyroscopic inclinometer without gimbal and method of its using
RU2272132C2 (en) * 2001-08-07 2006-03-20 Закрытое акционерное общество "НТ-Курс" Method for information transmission from well to surface
RU2310215C2 (en) * 2002-07-05 2007-11-10 Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Well telemetry system (variants) and method for geophysical research in process of drilling (variants)
RU28924U1 (en) * 2002-10-01 2003-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Промгеосервис" A device for temporary channel compaction for the formation of packets of measurement data for a downhole telemetry system
RU40499U1 (en) * 2004-04-27 2004-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие ПРОМГЕОСЕРВИС DEVICE OF TEMPORARY SEALING OF CHANNELS FOR FORMING PACKAGES OF MEASUREMENTS OF BOTH BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM
CA2540444A1 (en) * 2005-03-21 2006-09-21 Aps Technology, Inc. System and method for transmitting information through a fluid medium
RU2394257C1 (en) * 2008-11-12 2010-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" Method of generating data packets of cable-free telemetric system measurements when well-drilling

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2551602C1 (en) * 2014-04-18 2015-05-27 Общество с ограниченной ответственностью Нефтяная научно-производственная компания "ЭХО" Method of bottomhole communication with surface during well drilling

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011128108A (en) 2013-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
GB2521282B (en) Apparatus and method for kick detection using acoustic sensors
US9752429B2 (en) Downhole electromagnetic and mud pulse telemetry apparatus
RU2682400C1 (en) Measurement system in the process of drilling near to the bit
US10227863B2 (en) Well ranging apparatus, methods, and systems
US10100630B2 (en) Method and apparatus for communicating incremental depth and/or other useful data of a downhole tool
GB2468734A (en) Em-guided drilling relative to an existing borehole
RU2010128063A (en) INSTALLATION AND SYSTEM FOR GEOLOGICAL SURVEILLANCE OF WELL DRILLING AND DETERMINATION OF CHARACTERISTICS OF THE COLLECTOR
CN104179497B (en) Release type while-drilling (WD) downhole data uploading method and system
MX2013005256A (en) Navigation system.
EA032746B1 (en) Optimizing downhole data communication with at bit sensors and nodes
CN105464646B (en) A kind of communication device and method of underground geologic parameter
RU2478992C2 (en) Formation method of measurement data packages of cable-free telemetric system during well drilling
GB2527940A (en) Acoustic data compression technique
RU2701747C2 (en) Siren for drilling fluid with high signal power for remote measurements during drilling
RU2394257C1 (en) Method of generating data packets of cable-free telemetric system measurements when well-drilling
US11066928B2 (en) Downhole data transmission and surface synchronization
US9835025B2 (en) Downhole assembly employing wired drill pipe
RU2351960C1 (en) Method of generating data burst of wireless telemetric system measurements in process of well boring
NO20211508A1 (en) Time synchronization of bottom hole assembly components via powerline communication
CN105089651B (en) LWD resistivity log device and measurement method
RU2551602C1 (en) Method of bottomhole communication with surface during well drilling
CA3158426A1 (en) Telemetry system combining two telemetry methods
US20220018239A1 (en) System and method for communicating with a downhole tool
US20160168982A1 (en) Systems and methods for drilling in high temperature environments using optical fiber communication
CN205445675U (en) Underground survey message transmission system