RU2480583C1 - Telemetric system of bottomhole parameters monitoring - Google Patents
Telemetric system of bottomhole parameters monitoring Download PDFInfo
- Publication number
- RU2480583C1 RU2480583C1 RU2011137227/28A RU2011137227A RU2480583C1 RU 2480583 C1 RU2480583 C1 RU 2480583C1 RU 2011137227/28 A RU2011137227/28 A RU 2011137227/28A RU 2011137227 A RU2011137227 A RU 2011137227A RU 2480583 C1 RU2480583 C1 RU 2480583C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- acoustic
- bottomhole
- module
- signal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи жидких углеводородов и может быть использовано для контроля скважинных процессов.The invention relates to the field of production of liquid hydrocarbons and can be used to control well processes.
Известен целый ряд «контактных» способов контроля скважинных процессов, заключающихся в заборе проб в скважине с помощью различных устройств, например, пробоотборников, желонок, керноотборников и т.д., доставку их на поверхность и анализ различными методами - физическими, химическими, геологическими и др. (Интенберг С.С., Тахкильгов Т.Д. «Геофизические исследования в скважинах», М.: «Недра», 1990).There are a number of “contact” methods for monitoring downhole processes that involve sampling in a well using various devices, for example, samplers, baits, core sampling devices, etc., delivering them to the surface and analyzing them using various methods - physical, chemical, geological and etc. (Intenberg S.S., Takhkilgov TD "Geophysical surveys in wells", M .: "Nedra", 1990).
Основным недостатком данной группы способов является то, что измерения проводятся на поверхности в условиях, существенно отличающихся от забойных, что кардинально влияет на достоверность и точность измерений.The main disadvantage of this group of methods is that the measurements are carried out on the surface under conditions significantly different from the bottomhole, which dramatically affects the reliability and accuracy of the measurements.
Известен способ контроля скважинных процессов, реализуемый, например, приборами серии САМТ (Томское научно-производственное и внедренческое общество СИАМ). Прибор опускается в скважину на требуемую глубину, закрепляется там и производит измерения с последующей записью в оперативную память требуемых параметров в автономном режиме в течение определенного времени. Далее прибор извлекают, считывают информацию, которую в дальнейшем анализируют (Руководство по эксплуатации манометров-термометров глубинных ИЗМ 3.211.005).A known method of monitoring downhole processes, implemented, for example, by a series of SAMT devices (Tomsk Scientific and Production and Implementation Society SIAM). The device is lowered into the well to the required depth, fixed there and takes measurements, followed by recording in the memory of the required parameters in offline mode for a certain time. Next, the device is removed, information is read, which is further analyzed (Operation manual for pressure gauges-thermometers in-depth ISM 3.211.005).
Основным недостатком данного способа контроля является то, что невозможен анализ динамики измеряемых параметров в реальном времени.The main disadvantage of this control method is that it is impossible to analyze the dynamics of the measured parameters in real time.
Известен способ контроля скважинных процессов по патенту RU 2188319. Сущность способа заключается в следующем. В скважину опускают геофизический прибор. Параллельно со спуском в скважину геофизического прибора на наружной стороне устья скважины в качестве записывающей аппаратуры устанавливают высокочувствительный прибор. Записывают результаты воздействия скважинных процессов на геофизический прибор и на высокочувствительный прибор. Тарируют и идентифицируют показания высокочувствительного прибора по показаниям геофизического прибора, по которым составляют номограммы и таблицы для высокочувствительного прибора. Затем извлекают из скважины геофизический прибор, а контроль скважинных процессов ведут высокочувствительным прибором.A known method of monitoring downhole processes according to patent RU 2188319. The essence of the method is as follows. A geophysical instrument is lowered into the well. In parallel with the descent into the well of a geophysical instrument, a highly sensitive instrument is installed as recording equipment on the outside of the wellhead. The effects of downhole processes on a geophysical instrument and on a highly sensitive instrument are recorded. The readings of the highly sensitive instrument are calibrated and identified by the readings of the geophysical instrument, according to which nomograms and tables for the highly sensitive instrument are compiled. Then the geophysical instrument is removed from the well, and the well processes are monitored by a highly sensitive instrument.
Основным недостатком способа контроля скважинных процессов по патенту RU 2188319 является низкая достоверность интерпретации фиксируемых данных. Высокочувствительный прибор по патенту RU 2188319 фиксирует упругие поля. Источников упругих полей в сложной механической системе, которую представляет собой, например, эксплуатационная скважина, значительное количество. Многие из них неконтролируемые. Неоднозначность ситуации возникает, например, когда полоса акустических шумов, возникающих в фонтанной арматуре при ветровой нагрузке, совпадает с рабочей полосой высокочувствительного прибора, в которой ожидается отклик на забойные процессы.The main disadvantage of the method of monitoring downhole processes according to patent RU 2188319 is the low reliability of the interpretation of recorded data. The highly sensitive device according to patent RU 2188319 captures elastic fields. Sources of elastic fields in a complex mechanical system, which is, for example, a production well, a significant amount. Many of them are uncontrollable. An ambiguous situation arises, for example, when the band of acoustic noise arising in fountain fittings under wind load coincides with the working band of a highly sensitive instrument in which a response to downhole processes is expected.
Для передачи достоверных данных с забоя на поверхность в реальном времени необходим прогнозируемый и стационарный канал передачи данных.To transmit reliable data from the bottom to the surface in real time, a predictable and stationary data transmission channel is required.
Возможно несколько вариантов: это кабельный канал, канал, обеспечивающий акустическую связь по внутрискважинному флюиду (гидравлический канал), электромагнитный канал и канал передачи информации по элементам конструкции скважины, например, по трубам НКТ. Используется также комплексирование каналов.Several options are possible: this is a cable channel, a channel that provides acoustic communication via downhole fluid (hydraulic channel), an electromagnetic channel, and an information transmission channel for well construction elements, for example, tubing pipes. Channel aggregation is also used.
Известна забойная телеметрическая система, предназначенная для передачи забойной информации на поверхность по проводному каналу связи (Калинин А.Г. и др. «Бурение наклонных скважин», М.: «Недра», 1990). Эта забойная телеметрическая система содержит глубинный блок телеметрической системы, глубинное измерительное устройство, наземный пульт, наземное измерительное устройство, кабель связи. Наличие кабеля связи внутри труб имеет следующие основные недостатки: высокая стоимость, проблемы надежности соединений и герметизации, необходимость специального оборудования для работы с кабелем, увеличение времени спускоподъемных операций, ограничение глубины использования.Known downhole telemetry system designed to transmit downhole information to the surface via a wired communication channel (Kalinin A.G. et al. "Drilling of deviated wells", M .: "Nedra", 1990). This downhole telemetry system comprises an in-depth telemetry system unit, an in-depth measurement device, a ground control panel, a ground-based measurement device, and a communication cable. The presence of a communication cable inside the pipes has the following main disadvantages: high cost, problems in the reliability of connections and sealing, the need for special equipment for working with the cable, an increase in the time of tripping operations, and the limitation of the depth of use.
В качестве известных технических решений по передаче информации с забоя с помощью физических полей (упругих и электромагнитных), например, в области бурения скважин, можно рассмотреть известную систему измерения забойных параметров в процессе бурения (MWD) фирмы Geoservis с электромагнитным каналом связи («Технология горизонтального, наклонно направленного и кустового бурения», Обзор ВНИИ Зарубежгеология, 1991, вып.8 или известную телеметрическую систему "Забой" (Отчет ВНИИГИС, 1993) и т.д.As well-known technical solutions for the transmission of information from the bottom using physical fields (elastic and electromagnetic), for example, in the field of well drilling, we can consider the well-known system for measuring downhole parameters during drilling (MWD) by Geoservis with an electromagnetic communication channel ("Technology of horizontal , directional and cluster drilling ”, Review of All-Russian Research Institute of Zarubezhgeologiya, 1991,
Общим недостатком телеметрических систем с электромагнитным каналом связи является то, что в низкоомных разрезах, например, Западной Сибири, дальность действия систем с электромагнитным каналом связи ограничена, а для очень высокоомных, например, соляных пластов, электромагнитный канал связи практически не работает, так как сигнал экранируется.A common drawback of telemetry systems with an electromagnetic communication channel is that in low-resistance sections, for example, in Western Siberia, the range of systems with an electromagnetic communication channel is limited, and for very high-resistance, for example, salt formations, the electromagnetic communication channel practically does not work, since the signal shielded.
Известны телеметрические системы с гидравлическим каналом связи, например, по SU 709807. Обычно такие системы содержат устройства, формирующие импульсы давления и наземную регистрирующую аппаратуру.Telemetry systems with a hydraulic communication channel are known, for example, according to SU 709807. Typically, such systems include devices that generate pressure pulses and ground-based recording equipment.
Общим недостатком систем, использующих гидравлический канал связи, является нестационарность этого канала, которая принципиально вызвана высоким уровнем пульсаций, возникающих при работе насосов, как буровых, так и эксплуатационных. Кроме того, данный канал не работает, если внутрискважинным флюидом является газообразная среда. Связано это с чрезвычайно низким акустическим импедансом газовых сред и высоким коэффициентом затухания в них акустического поля.A common drawback of systems using a hydraulic communication channel is the non-stationary nature of this channel, which is fundamentally caused by a high level of ripple arising from the operation of the pumps, both drilling and operational. In addition, this channel does not work if the downhole fluid is a gaseous medium. This is due to the extremely low acoustic impedance of gaseous media and the high attenuation coefficient of the acoustic field in them.
Известны телеметрические системы передачи забойных параметров, где каналы, электромагнитный и гидравлический, комплексируются, например, по патенту RU 2194161. Однако данные системы не свободны от недостатков, свойственных этим каналам передачи данных в отдельности.Known telemetry systems for transmitting downhole parameters, where the channels, electromagnetic and hydraulic, are integrated, for example, according to patent RU 2194161. However, these systems are not free from the disadvantages inherent in these data channels separately.
Перспективным каналом связи для телеметрических систем считается канал передачи информации по элементам конструкции скважины, например, по трубам НКТ. Канал, состоящий из свернутых на резьбе (с помощью муфт) труб, представляет собой сложную дисперсионно-диссипативную структуру, по которой могут распространяться несколько типов волн (продольные, изгибные и крутильные колебания) (Drumheller D. Acoustical properties of drill strings, J. Acoust. Soc. Am., 1989, V.85 (3); Drumheller D., Knudsen S. The propagation of sound waves in drill strings, J. Acoust. Soc. Am., V.97 (4).A promising communication channel for telemetry systems is considered to be a channel for transmitting information on well design elements, for example, through tubing. A channel consisting of pipes rolled onto a thread (using couplings) is a complex dispersion-dissipative structure through which several types of waves can propagate (longitudinal, bending, and torsional vibrations) (Drumheller D. Acoustical properties of drill strings, J. Acoust Soc. Am., 1989, V. 85 (3); Drumheller D., Knudsen S. The propagation of sound waves in drill strings, J. Acoust. Soc. Am., V. 97 (4).
Известны технические решения, в которых для передачи данных с забоя на поверхность используется эксплуатационная (НКТ) труба. Например, технические решения по патентам US 4293936, US 4562559, US 5477505, US 7257050 и др. Эти технические решения включают скважинный блок, содержащий акустический генератор, контроллер, систему датчиков для измерения требуемых параметров забоя, устройство для передачи акустического сигнала в эксплуатационную колонну и наземную аппаратуру приема сигнала и его анализа.Technical solutions are known in which an operational (tubing) pipe is used to transfer data from the bottom to the surface. For example, technical solutions for patents US 4293936, US 4562559, US 5477505, US 7257050 and others. These technical solutions include a borehole unit containing an acoustic generator, a controller, a sensor system for measuring the required face parameters, a device for transmitting an acoustic signal to the production casing and ground-based equipment for signal reception and analysis.
Во всех известных технических решениях для передачи сигнала используются частотные диапазоны, определяемые теоретически как зоны пропускания у дисперсионной системы, состоящей из свинченных труб одинаковой длины. Муфты, с помощью которых свинчивается колонна, также считаются одинаковыми. Действительно, при таком предположении колонна НКТ пропускает акустический сигнал в строго определенных частотных полосах шириной 100-200 Гц.In all known technical solutions, frequency ranges are used for signal transmission, which are theoretically defined as the transmission zones of a dispersion system consisting of screwed pipes of the same length. Couplings with which the column is screwed are also considered the same. Indeed, under this assumption, the tubing string transmits an acoustic signal in strictly defined frequency bands with a width of 100-200 Hz.
Данный способ определения рабочих частот является общим недостатком технических решений, в которых используется передача информативного сигнала по эксплуатационной колонне с помощью поля упругих колебаний, приводящих к ненадежности передачи данных. Дело в том, что при сооружении эксплуатационных скважин не существует требования соблюдения эквидистантности расположения муфт в эксплуатационной колонне. Например, на Вынгапурском газовом месторождении эксплуатационные колонны содержат НКТ трубы с длинами от 7 до 10 метров. Подобный разброс длин труб НКТ приводит к тому, что колонна перестает быть системой с сильной дисперсией и становится каналом распространения акустического поля с сильным затуханием. К этому необходимо добавить, что в реальности чаще всего существуют контакты муфт с обсадной трубой, что также, в общем случае, уменьшает дисперсию и увеличивает затухание акустического поля, распространяющегося по колонне труб НКТ. Резкое отличие реальной ситуации от теоретической приводит к тому, что в эксплуатационной колонне становится возможным распространение импульсного сигнала. Для доказательства данного факта была проделана серия натурных экспериментов. На фонтанной арматуре действующей газовой скважины возбуждался акустический импульс, далее на той же фонтанной арматуре принимался акустический сигнал, отраженный от среза колонны НКТ, находящегося на забое. Приходящие импульсы идентифицировались по времени прихода, так как длина колонны НКТ известна, известны также скорости продольной и крутильной моды колебаний, распространяющихся по колонне НКТ с наименьшим затуханием.This method of determining the operating frequencies is a common drawback of technical solutions that use the transmission of an informative signal along the production string using the field of elastic vibrations leading to unreliable data transmission. The fact is that during the construction of production wells there is no requirement to observe the equidistance of the location of the couplings in the production casing. For example, production cores in the Vyngapur gas field contain tubing pipes with lengths of 7 to 10 meters. Such a spread in the length of the tubing pipes leads to the fact that the column ceases to be a system with strong dispersion and becomes a propagation channel of the acoustic field with strong attenuation. It is necessary to add to this that in reality most often there are contacts of the couplings with the casing, which also, in the general case, reduces dispersion and increases the attenuation of the acoustic field propagating along the tubing string. A sharp difference between the real situation and the theoretical one leads to the fact that in the production casing it becomes possible to propagate a pulse signal. To prove this fact, a series of field experiments was performed. An acoustic impulse was excited at the fountain fittings of an operating gas well, then an acoustic signal was received at the same fountain fittings reflected from a section of the tubing string located at the bottom. The incoming pulses were identified by the arrival time, since the length of the tubing string is known, and the longitudinal and torsional vibration modes propagating along the tubing string with the least attenuation are also known.
Далее представлены результаты одного из экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), 1-я скважина 19-ого куста Северного купола (№119.1). Скважина оборудована фонтанной арматурой 95/8×65/8×41/2, эксплуатационная колонна свинчена из НКТ труб ⌀114×⌀100 и муфт с внешним ⌀132 (ГОСТ 633-80), длины труб находятся в диапазоне 8-10 м, общая длина колонны НКТ L ~900 м. Акустический импульсный сигнал возбуждался в области «груши» подвеса колонны НКТ с помощью «ударного молотка» тип 8208 фирмы «Брюль и Къер», принимался сигнал в той же области с помощью пьезоакселерометров типа KD-23. Сигнал возбуждался широкополосный с центральной частотой порядка 1,5 кГц. На фиг.1 и 2 представлены текущие спектры акустических сигналов, принимаемых датчиками.The following are the results of one of the experiments conducted at the Komsomolskoye gas field (Gubkinsky), the 1st well of the 19th bush of the Northern Dome (No. 119.1). The well is equipped with
На фиг.1 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно вертикальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации. Четко фиксируется сигнал со временем прихода T1=2L/CI, где L - длина трубы НКТ, CI - скорость продольных колебаний в трубе. Измеренное время T1 равняется 0,36 с ± 0,01 с.Figure 1 shows the current spectrum of the signal upon excitation of an acoustic field of predominantly vertical polarization upon receipt of a signal of the same polarization. The signal is clearly fixed with the arrival time T 1 = 2L / C I , where L is the length of the tubing pipe, C I is the velocity of longitudinal vibrations in the pipe. The measured time T 1 is 0.36 s ± 0.01 s.
На фиг.2 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно тангенциальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации.Figure 2 presents the current spectrum of the signal upon excitation of the acoustic field of predominantly tangential polarization upon receipt of a signal of the same polarization.
Здесь фиксируется сигнал со временем прихода T2=2L/Ct, где L - длина трубы НКТ, Ct - скорость поперечных колебаний в трубе. Измеренное время Т2 равняется 0,52±0,01 с.Here, the signal is fixed with the arrival time T 2 = 2L / C t , where L is the length of the tubing pipe, C t is the speed of transverse vibrations in the pipe. The measured time T 2 is 0.52 ± 0.01 s.
Очевидно, что энергия сигналов достаточно равномерно распределена по спектру в области 100-3000 Гц, что свидетельствует о слабой дисперсии при распространении акустического поля в реальной эксплуатационной колонне, свинченной из труб НКТ с помощью муфт. Также результаты экспериментов показали, что реальная эксплуатационная колонна является средой с весьма сильным затуханием акустического поля. По оценкам полученных экспериментальных данных крутильная и продольная мода, в условиях неравномерного расположения муфт, имеют примерно одинаковый коэффициент затухания, в районе 45 дБ/км.Obviously, the energy of the signals is fairly evenly distributed over the spectrum in the region of 100-3000 Hz, which indicates a weak dispersion during the propagation of the acoustic field in a real production string, screwed from tubing with couplings. Also, the experimental results showed that the actual production casing is a medium with a very strong attenuation of the acoustic field. According to estimates of the obtained experimental data, the torsional and longitudinal modes, under conditions of uneven arrangement of couplings, have approximately the same attenuation coefficient, in the region of 45 dB / km.
Таким образом, в известных технических решениях по созданию телеметрических систем с использованием акустического канала связи по эксплуатационной колонне выбор частотной полосы приводит к ненадежности передачи информации. Выбранные из теоретических представлений рабочие частотные полосы могут совпасть с полосами интенсивных шумов в точках приема информативного сигнала, расположенных на элементах конструкции скважины, которые находятся на поверхности (фонтанной арматуре). Эксплуатационная скважина является сложным сооружением, обладающим значительным количеством механических резонансов, которые могут возбуждаться различными источниками: движущимся в скважине флюидом, климатическими явлениями на поверхности, процессами на забое и др. Причем шумовой «портрет» скважины уникален и заранее его предсказать нельзя.Thus, in the well-known technical solutions for the creation of telemetry systems using an acoustic communication channel over the production casing, the choice of the frequency band leads to unreliable transmission of information. The working frequency bands selected from theoretical concepts may coincide with the intense noise bands at the points of reception of the informative signal located on the structural elements of the well that are on the surface (fountain reinforcement). A production well is a complex structure with a significant amount of mechanical resonances that can be excited by various sources: fluid moving in the well, climatic phenomena on the surface, downhole processes, etc. Moreover, the noise “portrait” of a well is unique and cannot be predicted in advance.
Исследования акустических шумов в различных точках фонтанной арматуры показали, что собственные акустические шумы имеют стационарный спектр. Исследовались различные скважины с разными фонтанными арматурами. На фиг.3 и 4 в качестве примера приведены типичные спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах. На фиг.3 представлены результаты по скважине №119.1 Комсомольского газового промысла, оборудованной фонтанной арматурой 95/8×65/8×41/2 (Венгерское производство). Показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций. На фиг.4 - по скважине №198 Вынгапурского газового промысла, которая оборудована фонтанной арматурой АФК6 - 100×120 ХЛ (Азербайджанское производство). Также показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций.Studies of acoustic noise at various points of the fountain reinforcement have shown that intrinsic acoustic noise has a stationary spectrum. Various wells with different fountain fittings were investigated. Figure 3 and 4 as an example shows typical spectra of the intrinsic noise of wells, measured on their fountain fittings. Figure 3 presents the results for well No. 119.1 of the Komsomol gas field equipped with
Шумы снимались на фонтанных арматурах в точках, максимально приближенных к местам подвеса труб НКТ. Вид спектра шумов (частотное распределение шума) практически не зависит от дебита, т.е. скорости движения газа в трубе, от ветровой обстановки и времени года. Таким образом, очевидно, что для любой скважины можно выбрать частотный диапазон с минимальным уровнем собственных шумов.Noises were recorded on fountain fittings at points as close as possible to the places of suspension of tubing pipes. The shape of the noise spectrum (frequency distribution of noise) is practically independent of flow rate, i.e. the speed of gas in the pipe, from the wind situation and time of year. Thus, it is obvious that for any well, it is possible to choose a frequency range with a minimum level of intrinsic noise.
Настоящее изобретение направлено на преодоление недостатков, свойственных известным техническим решениям, и создание новой телеметрической системы с использованием акустического канала связи по элементам конструкции скважины, в частности по эксплуатационной колонне.The present invention is aimed at overcoming the disadvantages inherent in the known technical solutions, and the creation of a new telemetry system using an acoustic communication channel for the structural elements of the well, in particular for the production string.
Достигаемый при этом технический результат заключается в повышении надежности и эффективности передачи информации с помощью акустического поля через эксплуатационную колонну и существенном повышении достоверности полученной информации в реальном времени. По настоящему изобретению так же достигается повышение надежности всей телеметрической системы.The technical result achieved in this case is to increase the reliability and efficiency of information transfer using the acoustic field through the production casing and to significantly increase the reliability of the received information in real time. The present invention also achieves increased reliability of the entire telemetry system.
За прототип принято техническое решение по патенту US 7257050, G01V 1/00, G01V 1/02, G01V 1/16, G01V 1/40, опубл. 09.06.2005, в котором заявляется система для передачи акустических сигналов по эксплуатационной колонне от забоя к приемнику, находящемуся на поверхности, при этом система содержит: генератор акустических волн, устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, кроме этого устройство сопряжения задает путь передачи акустического поля от генератора акустических волн в трубу при сопряжении с трубой, и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн. Передача акустического сигнала происходит на продольной (компрессионной) моде колебаний в диапазоне минимизации потерь, связанных с расположением муфт.For the prototype adopted a technical solution according to the patent US 7257050,
Существенными недостатками прототипа являются следующие:Significant disadvantages of the prototype are the following:
- во-первых, диапазон передачи акустического сигнала выбирается исходя из предположения о том, что существуют области «прозрачности» при прохождении акустического сигнала по акустическому каналу, представляющему собой свинченные с помощью муфт НКТ трубы, чего в реальности, по крайней мере, для газовых промыслов России, не существует. Данный факт приводит к ненадежности передачи информации, так как информативный диапазон передачи может попасть на полосу интенсивных акустических шумов в точке приема.- firstly, the transmission range of the acoustic signal is selected on the basis of the assumption that there are areas of "transparency" when the acoustic signal passes through the acoustic channel, which consists of pipes screwed with tubing couplings, which in reality, at least for gas fields Russia does not exist. This fact leads to unreliable transmission of information, since the informative transmission range can fall into the band of intense acoustic noise at the receiving point.
- во-вторых, совмещение в одном устройстве функций фиксации забойной части системы на забое и функции создания акустического контакта между генератором акустических волн и внутренней поверхностью трубы приводит к ненадежности акустического контакта. Любые вибрации, возникающие в эксплуатационной колонне, могут сместить место контакта, при этом изменятся граничные условия и изменится эффективность передачи акустической энергии от акустического генератора в трубу. Кроме того, данная компоновка забойной части системы приводит к дополнительному затуханию акустического поля при прохождении им подвижных частей устройства сопряжения, что также влияет на эффективность и надежность передачи информации с помощью акустического поля.- secondly, the combination in one device of the functions of fixing the downhole part of the system at the bottom and the function of creating acoustic contact between the acoustic wave generator and the inner surface of the pipe leads to unreliability of the acoustic contact. Any vibrations arising in the production casing may displace the contact point, while the boundary conditions change and the efficiency of the transfer of acoustic energy from the acoustic generator into the pipe changes. In addition, this arrangement of the downhole part of the system leads to additional attenuation of the acoustic field when it passes through the moving parts of the interface device, which also affects the efficiency and reliability of information transfer using the acoustic field.
Указанный технический результат в настоящем изобретении достигается тем, что при развертывании телеметрической системы, содержащей наземную и забойную части, производят измерение собственных шумов скважины в точках дальнейшего размещения чувствительных элементов системы сбора данных наземной части, выбирают рабочий частотный диапазон телеметрической системы и закладывают его в программу работы забойной части. Забойная часть содержит измерительный блок, оснащенный датчиками забойных параметров, которые требуется измерить; электронный блок, содержащий программируемый контроллер и электронные части акустического генератора; блок, включающий исполнительные части акустического генератора и механизм создания акустического контакта исполнительных частей акустического генератора и внутренней поверхности трубы; блок электрического питания и блок механической фиксации забойной части внутри эксплуатационной колонны. Причем акустический контакт между исполнительной частью акустического генератора и внутренней поверхностью трубы создается через механический элемент, обладающий твердостью большей, чем материал, из которого труба изготовлена. При этом механизм создания акустического контакта обеспечивает прижим данного механического элемента к внутренней стенке трубы с постоянной силой, обеспечивающей поверхностное внедрение элемента во внутреннюю стенку трубы.The specified technical result in the present invention is achieved by the fact that when deploying a telemetry system containing ground and bottom parts, the well noise is measured at the points of further placement of the sensitive elements of the ground data collection system, the operating frequency range of the telemetry system is selected and put into the work program bottomhole part. The downhole part contains a measuring unit equipped with downhole sensors that need to be measured; an electronic unit comprising a programmable controller and electronic parts of an acoustic generator; a block including the executive parts of the acoustic generator and a mechanism for creating acoustic contact of the executive parts of the acoustic generator and the inner surface of the pipe; an electric power supply unit and a mechanical fixation unit for the bottom hole inside the production casing. Moreover, the acoustic contact between the Executive part of the acoustic generator and the inner surface of the pipe is created through a mechanical element having a hardness greater than the material from which the pipe is made. In this case, the mechanism of creating an acoustic contact provides the clamping of this mechanical element to the inner wall of the pipe with constant force, which ensures the surface penetration of the element into the inner wall of the pipe.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на:The invention is illustrated in the drawings, where:
фиг.1 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно вертикальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации, данные экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), скважина №119.1 Комсомольского газового промысла;figure 1 presents the current spectrum of the signal when exciting an acoustic field of predominantly vertical polarization when receiving a signal of the same polarization, data from experiments conducted at the Komsomol gas field (Gubkinsky), well No. 119.1 of the Komsomol gas field;
фиг.2 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно тангенциальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации, данные экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), скважина №119.1 Комсомольского газового промысла;figure 2 presents the current spectrum of the signal when exciting an acoustic field of predominantly tangential polarization when receiving a signal of the same polarization, data from experiments conducted in the Komsomolskoye gas field (Gubkinsky), well No. 119.1 of the Komsomolskoye gas field;
фиг.3. представлены спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах, результаты по скважине №119.1 Комсомольского газового промысла, показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций;figure 3. the spectra of the intrinsic noise of the wells are presented, measured at their fountain fittings, the results for well No. 119.1 of the Komsomol gas field, the spectra of acoustic noise received by the vertical sensors — curve 1 and tangential — curve 2 polarizations;
фиг.4 представлены спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах, результаты по скважине №198 Вынгапурского газового промысла, показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций;figure 4 presents the spectra of the intrinsic noise of the wells, measured on their fountain fittings, the results for well No. 198 of the Vyngapur gas field, shows the spectra of acoustic noise received by the vertical sensors -
фиг.5 приведена схема размещения узлов системы контроля забойных параметров;figure 5 shows the layout of the nodes of the control system downhole parameters;
фиг.6 приведена предварительная стадия развертывания телеметрической системы;Fig.6 shows a preliminary stage of deployment of a telemetry system;
фиг.7 приведена общая компоновка забойной части системы контроля;Fig.7 shows the General layout of the bottom of the control system;
фиг.8 показана схема создания акустического контакта между исполнительным механизмом акустического генератора и внутренней стенкой трубы;Fig.8 shows a diagram of the creation of acoustic contact between the actuator of the acoustic generator and the inner wall of the pipe;
фиг.9 - одна из возможных схем реализации алгоритма выделения информации из входного сигнала.Fig.9 is one of the possible schemes for implementing the algorithm for extracting information from the input signal.
Согласно настоящего изобретения рассматривается конструкция телеметрической системы контроля параметров забоя, которая использует колонну труб для передачи данных с помощью акустического поля.According to the present invention, a construction of a telemetry face control system is considered that uses a pipe string to transmit data using an acoustic field.
Для обеспечения достоверности и надежности передачи данных по колонне труб эта система, в схемо-блочной форме исполнения, состоит из наземного модуля приема и обработки сигнала и спускаемого в колонну труб забойного модуля, в состав которого входит блок измерения забойных параметров, блок управления забойным модулем, блок акустического генератора, устройство соединения и рассоединения с трубой из колонны труб, реализующее функцию фиксации забойного модуля внутри колонны труб, исполнительный механизм, реализующий функцию создания акустического контакта исполнительного механизма с трубой, а также блок автономного питания (блок, функционирующий автономно без подвода извне энергии).To ensure the reliability and reliability of data transmission over the pipe string, this system, in a block diagram form, consists of a ground-based signal receiving and processing module and a downhole module lowered into the pipe string, which includes a downhole parameter measurement unit, a downhole module control unit, an acoustic generator unit, a device for connecting and disconnecting a pipe from a pipe string that implements the function of fixing the downhole module inside the pipe string, an actuator that implements the function of creating an acus static contact of the actuator with the pipe, as well as an autonomous power supply unit (a unit functioning autonomously without supplying energy from outside).
При этом исполнительный механизм выполнен с возможностью обеспечения непосредственного акустического контакта с поверхностью внутренней стенки трубы путем прижима к ней выполненного из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы, элемента с внедрением последнего в материал стенки трубы (акустический контакт создается при поверхностном внедрении во внутреннюю поверхность трубы элемента, имеющего прочность большую, чем прочность материала трубы).In this case, the actuator is configured to provide direct acoustic contact with the surface of the pipe’s inner wall by clamping to it an element made of a material with a hardness exceeding the hardness of the pipe material and incorporating the latter into the pipe wall material (acoustic contact is created by surface penetration into the pipe’s inner surface an element having a strength greater than the strength of the pipe material).
Наземный модуль приема и обработки сигнала выполнен с функцией регистрации параметров информационного сигнала, полученного, в одном или нескольких отличных друг от друга частотных диапазонах, и с функцией определения рабочих частотных диапазонов акустического поля путем их выбора внутри частотных полос, в которых уровень естественных и конструктивных шумов в области приема информативного сигнала на поверхности минимален по отношению к уровню указанных шумов в других частотных полосах.The ground-based module for receiving and processing a signal is made with the function of registering the parameters of the information signal received in one or several frequency ranges that are different from each other, and with the function of determining the working frequency ranges of the acoustic field by selecting them inside the frequency bands in which the level of natural and structural noise in the field of reception of an informative signal on the surface is minimal with respect to the level of the specified noise in other frequency bands.
В этой системе для передачи информативного сигнала используют две моды колебаний, распространяющихся по колонне труб, продольную моду и крутильную моду. При этом длина информативной акустической посылки выбирается исходя из условия не наложения друг на друга в точке приема сигналов, распространяющихся по колонне труб со скоростями продольной и крутильной мод. В забойном модуле конструктивно разъединены функция долговременной фиксации забойного модуля внутри колонны труб и функция создания акустического контакта исполнительного механизма акустического генератора с внутренней поверхностью трубы.In this system, two modes of oscillations propagating along a pipe string, a longitudinal mode and a torsional mode are used to transmit an informative signal. At the same time, the length of the informative acoustic package is selected based on the condition of not superimposing on each other at the point of reception of signals propagating along the pipe string with speeds of longitudinal and torsional modes. In the downhole module, the function of long-term fixation of the downhole module inside the pipe string and the function of creating acoustic contact of the actuator of the acoustic generator with the inner surface of the pipe are structurally disconnected.
Ниже рассматривается пример исполнения телеметрической системы со ссылками на фиг.5-9.Below is an example of the execution of a telemetry system with reference to Fig.5-9.
Телеметрическая система (фиг.5) состоит из забойной части 1 и наземной части 2. Связь между забойной и наземной частями осуществляется с помощью акустического поля, распространяющегося по колонне 3 труб НКТ. Трубы НКТ в колонне свинчены с помощью муфт - 4. Забойная часть 1 крепится внутри колонны труб НКТ за внутреннюю проточку муфты. Наземная часть 2 крепится на фонтанной арматуре 5. Забойная часть 1 имеет акустический контакт с внутренней стенкой 6 трубы НК и автономный прижим 7 для создания акустического контакта. Наземная часть 2 надежно крепится на элементах наземного оборудования скважины, чувствительные элементы наземной части (на фиг.5 не показаны) крепятся в местах, наиболее близко расположенных к месту крепления колонны НКТ. В качестве чувствительных элементов могут быть использованы одно или многокомпонентные датчики вибрации, например, пьезоакселерометры. Наземная часть 2 кроме чувствительных элементов может содержать входные цепи, в виде фильтров и усилителя, АЦП, буферное АЗУ, контроллер, автономное или внешнее питание, канал передачи данных, проводной или беспроводной (элементы наземной части на фиг.3 не показаны и могут иметь стандартное исполнение).The telemetry system (Fig. 5) consists of a
Перед спуском внутрь колонны 3 НКТ (фиг.6) забойную часть программируют на передачу информации в определенных частотных полосах. Для чего исследуют собственную шумовую обстановку на оголовке скважины (фонтанной арматуре). Исследования проводят с помощью акустических датчиков 8, например, пьезоакселерометров. Исследования могут проводиться для различных поляризаций акустического поля. Сигналы, полученные с помощью датчиков 8, анализируют с помощью анализатора 9, затем с помощью программатора 10 осуществляют программирование электронного блока 11 забойной части 1.Before descending into the tubing string 3 (FIG. 6), the bottomhole part is programmed to transmit information in certain frequency bands. Why explore their own noise environment at the head of the well (fountain fittings). Studies are carried out using
Забойная часть 1 телеметрической системы состоит из следующих блоков: прижимной акустический блок 12, электронный блок 11 (фиг.7). Электронный блок содержит контроллер, схему управления забойной частью и радиотехнические каскады акустического генератора. Блок 13 содержит датчики забойных параметров, которые требуется измерить. Также забойная часть содержит блок питания 14 (блок автономного питания) и блок 15 механической фиксации забойной части в колонне НКТ. Между блоками 12 и 14 может включаться элемент гибкости 16 для обеспечения балансировки забойной части 1 при создании акустического контакта. В данном случае элементом гибкости может быть сильфон. Элемент гибкости может быть включен в забойную часть 1 между блоками 14 и 15. В этом случает, элементом гибкости может быть система шарниров.The
Блок 12 прижимается к внутренней стенке трубы колонны 3 НКТ автономным механизмом 17, например, с электрическим приводом (фиг.8). Для создания непосредственно акустического контакта используется специальный элемент 18, выполненный из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы. При прижиме элемент 18 внедряется в трубу 3, при этом создается надежный акустический контакт. Элемент 18 имеет соединение с акустическим преобразователем 19, обеспечивающее акустический контакт. Преобразователь 19 может быть выполнен в виде пьезокерамического стека с накладками 20 требуемой формы.
Телеметрическая система работает следующим образом. Перед спуском забойной части 1 внутрь колонны 3 НКТ производят измерения собственной шумовой обстановки в местах на фонтанной арматуре, где предполагается дальнейшее снятие информативного сигнала. Для получения полной информации вибрационное поле различных поляризаций снимается с помощью одно или многокомпонентных датчиков 8. Информация анализируется с помощью анализатора 9, выбирается частотный диапазон с наименьшим уровнем акустических шумов. Рабочий диапазон определяется исходя из выбранного для передачи информативного сигнала алгоритма передачи. Например, в одном из вариантов предполагается снимать информацию о трех забойных параметрах (давление, температура и угол наклона). Для чего информация преобразуется в цифровую форму, далее полученные 8 тетрад (полубайт) информации дополняют вычисленными при помощи алгоритма Рида-Соломона (Блейхут Р. «Теория и практика кодов, контролирующих ошибки», М.: Мир, 1986) 6-ю контрольными тетрадами, позволяющими исправлять до трех ошибок при приеме такой информации. Затем каждой из полученных 14 тетрад ставятся в соответствие значения двух частот синусоидального сигнала из семи, передача которых предусмотрена по акустическому каналу связи. В одном из вариантов разница между соседними частотами выбирается 80 Гц, таким образом, необходимо выбрать частотный диапазон в 480 Гц, в котором наблюдается наименьший уровень собственных шумов в месте приема информативного сигнала наземной частью 2 телеметрической системы.The telemetry system operates as follows. Before lowering the
После выбора конкретного частотного диапазона, с помощью программатора 10 программируют электронный блок 11 забойной части 1, определяя конкретные рабочие частоты. Кроме этого, в электронном блоке 11 программируемыми являются следующие параметры: время T1 - время срабатывания автономного прижима блока 12 для создания акустического контакта блока 12 со стенкой 3 НКТ 3; время T2 - время начала измерения параметров забоя блоком 13; время T3 - время начала передачи данных, т.е. время начала работы акустического генератора, передающего информационный сигнал; время Т4 - время окончания работы по измерению параметров и передачи данных по колонне НКТ; время Т5 - время срабатывания автономного прижима блока 12 для рассоединения блока 12 с трубой и перевода забойной части в транспортное положение. Программируются также вспомогательные временные параметры, связанные со временем усреднения данных, частотой их передачи, длинной посылки и т.д.After selecting a specific frequency range, using the
Программирование электронного блока 11 включает в себя также синхронизацию часов реального времени контроллера блока 11 с часами реального времени контроллера наземного блока 2.The programming of the
После программирования и синхронизации собирают забойную часть 1 телеметрической системы. В качестве блока механической фиксации может быть использовано устройство УПГП2А-100 (устройство подвески глубинных приборов в колонне НКТ с внешним диаметром 114 мм), разработки ЗАО ЦГИ «ИНФОРМПЛАСТ». Забойную часть помещают в лубрикатор и опускают на требуемую глубину с помощью стандартных геофизических средств, например, лебедки, снаряженной геофизическим кабелем. Глубину контролируют по счетчику лебедки. При достижении требуемой глубины, определяемой положением заранее выбранной муфты, находящейся в близости текущего забоя, производят манипуляции согласно инструкции по эксплуатации устройства УПГП и вывешивают забойную часть в колонне НКТ. Время всех манипуляций должно быть меньше времени T1.After programming and synchronization, the
В момент времени T1 контроллер электронного блока 11 выдает команду на срабатывание механизма прижима блока 12. Механизм прижима может быть выполнен в виде прижимной лапы, приводимой в движение электродвигателем постоянного тока с редуктором. Силу прижима, необходимую для поверхностного внедрения элемента 18 в стенку НКТ, контролируют, например, по току потребления двигателя. При возрастании тока до определенного, заранее откалиброванного, значения двигатель отключается и тормозится в положении остановки с помощью, например, электромагнитной муфты.At time T 1, the controller of the
В момент времени Т2, которое заведомо больше времени T1 с учетом временного промежутка, необходимого для создания акустического контакта, блок 13 по команде контроллера блока 11 начинает измерение параметров забоя. После промежутка времени, необходимого для измерений, усреднения данных и их обработки, в момент времени Т3 контроллер блока 11 генерирует в код, содержащий информацию об измеренных параметрах. Данный код с помощью акустического генератора, находящегося в блоке 11, и акустического двигателя, расположенного в блоке 12, передается в виде информативного акустического сигнала в канал связи, который представляет собой колонна НКТ труб.At time T 2 , which is obviously longer than T 1 , taking into account the time interval required to create an acoustic contact,
Длина акустической посылки выбирается исходя из условия не наложения друг на друга сигналов, принимаемых чувствительными элементами наземного блока 2, распространяющихся по колонне труб с разными скоростями. Например, со скоростью продольных и крутильных колебаний.The length of the acoustic package is selected based on the condition of non-overlapping signals received by the sensitive elements of the
Прием осуществляется чувствительными элементами блока 2 во временных окнах, синхронизированных со временем Т3, но с задержкой, необходимой для преодоления акустическим сигналом расстояния, равного длине колонны НКТ.Reception is carried out by the sensitive elements of
Для одного из вариантов передачи информации на семи фиксированных частотах 14-ю тетрадами информации, блок-схема алгоритма выделения информации из входного сигнала приведена на фиг.9.For one of the options for transmitting information at seven fixed frequencies with 14 information tetrads, a block diagram of an algorithm for extracting information from an input signal is shown in Fig. 9.
Для выделения сигналов на рабочих частотах передачи по каналу связи используются резонаторы, реализованные с помощью алгоритма Герцеля, что позволяет сократить объем вычислений по сравнению с вычислением спектра или фильтрацией полосовыми фильтрами, кроме того, на выходе таких резонаторов присутствует не сам сигнал, а его огибающая.To isolate the signals at the operating frequencies of the transmission over the communication channel, resonators implemented using the Herzel algorithm are used, which reduces the amount of computation as compared to calculating the spectrum or filtering with bandpass filters, in addition, the output of such resonators is not the signal itself, but its envelope.
В начале сеанса работы наземного блока 2 на прием определяется уровень шума канала связи, т.е. находится отношение сумм сигналов на рабочих частотах к общему уровню входного сигнала при отсутствии полезного сигнала. Полученная величина с определенным коэффициентом используется в качестве порогового уровня для определения наличия полезного сигнала. После того как значение порога определено, наземный блок 2 ожидает появление полезного сигнала, который вызывает появление признака начала сигнала, который запускает таймер, имеющий длительность временного интервала, равный длительности излучаемых передающим узлом двухчастотных посылок. Значения выходных сигналов резонаторов фиксируются по сигналу таймера, в этот момент выходные сигналы резонаторов, на частотах которых есть полезный сигнал, достигает максимальной величины. Затем производится сортировка выходных сигналов резонаторов по амплитуде и выделяются из них три, имеющие максимальную величину. Затем сравниваются между собой сигналы, имеющие второе и третье значение от максимума, и, если есть превышение одного над другим более чем в 1,8 раза, принимается решение о четком выделении сигналов двух частот и восстанавливается значение тетрады входного сигнала, в противном случае принимается решение о пропуске сигнала. После того как принят весь входной сигнал, производится проверка принятой информации на отсутствие ошибок с помощью алгоритма Рида-Соломона и, при необходимости, восстановление искаженной информации. Если же в процессе приема были случаи пропуска входного сигнала, то последовательно перебираются все возможные состояния пропущенного сигнала, а информация анализируется алгоритмом Рида-Соломона до тех пор, пока последний не покажет на отсутствие ошибки (или восстановит ошибочный символ).At the beginning of the operation session of the
Далее информация об измеренных параметрах забоя индицируется в наземном блоке 2 или передается по любому (проводному или беспроводному) каналу связи в пункт дальнейшей обработки и анализа.Further, information about the measured parameters of the face is displayed in the
Времена Т4 и Т5 связаны с заданным временем нахождения забойной части 1 телеметрической системы на забое. Исходя из этого и требуемой частоты передачи данных с забоя на поверхность, рассчитываются параметры блока питания 14 забойной части. Блок питания может иметь любое исполнение. Это может быть генератор, работающий на преобразовании энергии потока газа в электричество, или генератор, основанный на прямом пьезоэффекте, который преобразует энергию поля естественных шумов и вибраций на забое в электричество и т.д.The times T 4 and T 5 are associated with a given time spent by the
В одном из вариантов блок питания содержит литиевые батареи LO 39 SHX (фирма SAFT, 3B, 11 А/ч) в количестве, необходимом (8-10 штук) для того, чтобы их суммарная емкость позволила произвести все манипуляции по прижиму блока 12 к трубе и дальнейшей расстыковки в момент времени Т5 и обеспечить передачу данных с частотой три раза в сутки на протяжении 3 лет.In one embodiment, the power supply unit contains lithium batteries LO 39 SHX (SAFT, 3B, 11 Ah) in the amount necessary (8-10 pieces) so that their total capacity allows all manipulations to hold the
В момент времени Т5, который непосредственно следует за временем Т4 - временем окончания измерения и передачи данных, контроллер блока 9 выдает команду на отстыковку блока 8 от трубы НКТ и забойная часть переводится в транспортное положение. Забойная часть извлекается с помощью стандартного ловителя, входящего в комплект устройства УПГП. Ловитель спускают на геофизическом кабеле с помощью стандартных геофизических средств.At the time T 5 , which immediately follows the time T 4 - the time of the end of the measurement and data transfer, the controller of
В одном из вариантов изобретения начало измерения параметров забоя и последующая их передача на поверхность, а также прекращение измерения и перевод забойной части в транспортное положение, осуществляется по команде из блока 2. Связь может быть осуществлена также с помощью акустического поля, например, импульсных последовательностей определенного вида.In one embodiment of the invention, the beginning of the measurement of the parameters of the face and their subsequent transmission to the surface, as well as the termination of the measurement and the translation of the face to the transport position, is carried out by command from
Описанная выше телеметрическая система позволит резко увеличить достоверность передачи данных в реальном времени с забоя эксплуатационных скважин, что позволит вести непрерывный и достоверный контроль скважинных процессов с целью оптимизации и интенсификации добычи жидких углеводородов. Применение описанных телеметрических систем контроля забойных параметров в реальном времени на месторождении в целом позволит создать систему мониторинга месторождения и долговременного планирования добычи.The telemetry system described above will dramatically increase the reliability of real-time data transmission from the bottom of production wells, which will allow for continuous and reliable monitoring of well processes in order to optimize and intensify the production of liquid hydrocarbons. The application of the described telemetric systems for monitoring downhole parameters in real time at the field as a whole will allow creating a system for monitoring the field and long-term production planning.
Claims (1)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) | 2011-09-09 | 2011-09-09 | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
| EA201200257A EA021687B1 (en) | 2011-09-09 | 2012-02-08 | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) | 2011-09-09 | 2011-09-09 | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011137227A RU2011137227A (en) | 2013-03-20 |
| RU2480583C1 true RU2480583C1 (en) | 2013-04-27 |
Family
ID=47988435
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) | 2011-09-09 | 2011-09-09 | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA021687B1 (en) |
| RU (1) | RU2480583C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2602631C1 (en) * | 2015-07-16 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет", ФГБОУ ВПО "АГТУ" | Device for data transmission during drilling |
| RU2730105C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-08-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method of vertical seismic profiling |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2044878C1 (en) * | 1993-03-31 | 1995-09-27 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft |
| RU2229733C2 (en) * | 1999-03-23 | 2004-05-27 | Научно-производственное предприятие "ЛУЧ" | Geophysical telemetring system to transmit hole data |
| RU2291961C2 (en) * | 2005-03-28 | 2007-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill |
| US7257050B2 (en) * | 2003-12-08 | 2007-08-14 | Shell Oil Company | Through tubing real time downhole wireless gauge |
-
2011
- 2011-09-09 RU RU2011137227/28A patent/RU2480583C1/en not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-02-08 EA EA201200257A patent/EA021687B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2044878C1 (en) * | 1993-03-31 | 1995-09-27 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft |
| RU2229733C2 (en) * | 1999-03-23 | 2004-05-27 | Научно-производственное предприятие "ЛУЧ" | Geophysical telemetring system to transmit hole data |
| US7257050B2 (en) * | 2003-12-08 | 2007-08-14 | Shell Oil Company | Through tubing real time downhole wireless gauge |
| RU2291961C2 (en) * | 2005-03-28 | 2007-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2602631C1 (en) * | 2015-07-16 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет", ФГБОУ ВПО "АГТУ" | Device for data transmission during drilling |
| RU2730105C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-08-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method of vertical seismic profiling |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011137227A (en) | 2013-03-20 |
| EA021687B1 (en) | 2015-08-31 |
| EA201200257A1 (en) | 2013-03-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9891335B2 (en) | Wireless logging of fluid filled boreholes | |
| US9557434B2 (en) | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry | |
| RU2374440C2 (en) | Sensor system | |
| US9739904B2 (en) | Three-phase flow identification and rate detection | |
| US20230213669A1 (en) | Intelligent geophysical data acquisition system and acquisition method for shale oil and gas optical fiber | |
| JP2013545980A (en) | System and method for communicating data between an excavator and a surface device | |
| US20170342823A1 (en) | Pulse reflection travel time analysis to track position of a downhole object | |
| CA3032860C (en) | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network | |
| US10920580B2 (en) | Real-time bottom-hole flow measurements for hydraulic fracturing with a doppler sensor in bridge plug using DAS communication | |
| US20160291186A1 (en) | Seismic cable, system and method for acquiring information about seismic, microseismic and mechanical vibration incidents in a well | |
| RU2649195C1 (en) | Method of determining hydraulic fracture parameters | |
| CN105735971A (en) | Drilling hole depth detection system based on elastic waves and detection method thereof | |
| EP3552009B1 (en) | Evaluation of physical properties of a material behind a casing utilizing guided acoustic waves | |
| WO2019161203A1 (en) | Acoustic impedance while drilling acquisition and processing system | |
| RU2480583C1 (en) | Telemetric system of bottomhole parameters monitoring | |
| RU112266U1 (en) | TELEMETRIC SYSTEM OF CONTROL OF PARAMETERS OF BOTTOM | |
| US9581708B2 (en) | Guided acoustic waves isolation system for downhole applications | |
| US11970931B2 (en) | Through tubing cement evaluation using borehole resonance mode | |
| US20220413176A1 (en) | Annulus Velocity Independent Time Domain Structure Imaging In Cased Holes Using Multi-Offset Secondary Flexural Wave Data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200910 |