WO2021246899A1 - Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- WO2021246899A1 WO2021246899A1 PCT/RU2021/000111 RU2021000111W WO2021246899A1 WO 2021246899 A1 WO2021246899 A1 WO 2021246899A1 RU 2021000111 W RU2021000111 W RU 2021000111W WO 2021246899 A1 WO2021246899 A1 WO 2021246899A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- communication line
- parameters
- transceiver
- downhole
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 114
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 35
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 31
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 5
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 5
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 26
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 15
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 12
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 12
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 description 11
- 230000004044 response Effects 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 3
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229910001004 magnetic alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001020 rhythmical effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B17/00—Monitoring; Testing
- H04B17/30—Monitoring; Testing of propagation channels
- H04B17/391—Modelling the propagation channel
Definitions
- the invention relates to the oil and gas industry, namely to the field of transmission of downhole bottomhole information via an electromagnetic communication channel to the surface. It can be used to monitor the processes of testing and sampling of potentially productive formations, hydraulic fracturing, joint operation of multilayer objects.
- a known device for measuring downhole parameters in the process of joint-separate operation of multi-layer objects with a wireless (electromagnetic) communication channel (RF utility model N2138333, priority 08.10.2013, publ. 03/10/14 Bull. NQ7), including a downhole transmission device with a generator and an amplifier the power of electromagnetic oscillations, the symmetrical leads of which are connected to the first and second electrodes, separated by an insulating insert, the length of which is selected depending on the electrically conductive properties of the formations crossed by the borehole.
- the first and second electrodes together with the insulating insert form a transmitting electric dipole. Electromagnetic waves emitted by a dipole propagating through tubing, casing and mining rocks reach the receiving antenna frame located on the earth's surface.
- This device operates at carrier frequencies up to 2.5 Hz with an insulating insert length (spacing) of up to 9 m, a communication range of up to 2000 m and a minimum signal level at the receiver input (noise immunity threshold) of at least 5 ⁇ V (see A.A. Shakirov. "Geophysical control over the mode of development of productive objects with simultaneous-separate exploitation of layers.” // NTV Karotazhnik. Tver. 2007. Issue 3 (156), pp. 61-58).
- the disadvantages of this device are the low transmission rate (up to 2.5 bit / s) in the presence of rocks with a low specific electrical resistance (RES) in the section of the well, insufficient communication range, which does not allow working in deep (more than 2000 m) wells, and also the lack of two-way communication downhole-wellhead.
- RES specific electrical resistance
- the cable-inductive channel includes a string of abutting drill pipes (or tubing), in each of which a coaxial cable is laid along the inner wall, the upper and lower ends of which are connected to inductance coils enclosed in magnetic circuits placed in annular grooves and articulating when screwing the ends of the coupling and pipe nipple, forming an inductive (transformer) connection between the coils, through which the signal is transmitted from one section of the drill string to another.
- the communication channel also includes a downhole transceiver, a system of repeaters installed after 300 - 1000 m and a ground receiving and transmitting equipment that provides two-way communication.
- the cable-inductive communication channel has a high speed of information transfer and does not depend on the electrical resistivity of the rocks crossed by the borehole.
- Another disadvantage is the low mobility of such equipment, i.e. problems of transportation of up to a thousand or more ten-meter structurally modified drill pipes at large distances from one well to another in off-road conditions and in a harsh climate, for example, when performing work on testing, sampling and hydraulic fracturing in the northern regions of the Russian Federation.
- a method for transmitting information from a well drilled through rock formations cased with a string of metal casing pipes includes installing an information transceiver in the above well, operating using directional electromagnetic waves generated by the emission of electrical signals by a dipole electrically connected to metal casing pipes, determining the attenuation of transmission signals in some strata rocks with low resistivity and electrical insulation of casing metal pipes located in the places of the above resistivity layers
- the minimum length of the casing to be isolated is determined, taking into account the minimum characteristics of the electromagnetic transmission, namely, the transmission distance and / or the information transmission rate.
- a device (system) for transmitting information from a well drilled through rock formations and cased with a casing of metal casing pipes contains in the above-mentioned well an information transceiver operating using directional electromagnetic waves generated by the emission of electrical signals by a dipole electrically connected to metal casing pipes that serve as guides for the radiated waves, and at least some of the metal casing pipes located in the locations of the layers of low resistivity have means of electrical isolation from the aforementioned layers.
- the frequency range used is from 1 to 10 Hz.
- the information transfer rate does not exceed 10 bit / s, which is a significant disadvantage.
- the proposed technical solution does not eliminate the influence of layers with high (more than 1000 Ohm) resistivity, which greatly attenuates the transmission signal, for example, layers of rock salt, since there is practically no current flow into such layers even without their isolation (see V. P., Shaikhutdinov R.A. et al. "Experience of operating a telesystem with a combined communication channel" // NTV Karotazhnik. Tver. 2011. Issue 5 (203), pp. 5-10).
- the communication range is also significantly reduced.
- the present invention is aimed at solving the identified problems associated with the transmission of information when monitoring downhole parameters using an electromagnetic communication system.
- the tasks of obtaining the specified, optimal for monitoring, characteristics of the communication system, such as data transfer rate, time delay of signals, communication range, and others, are solved, and for a specific geoelectric section and well structure.
- variable parameters of the communication line sections are used as variable parameters of the communication line sections:
- a device for monitoring downhole parameters in a well drilled in rock formations and protected by casing pipes including a downhole parameter transceiver containing an electric dipole located on the drill pipes and functioning with the help of electromagnetic waves generated by an electric dipole propagating along the communication line formed by the casing and drill pipes, as well as rocks surrounding the borehole, to ground equipment, including a receiving antenna and a transceiver, according to the invention, repeaters placed on drill pipes are introduced to transmit signals over a communication line, each of which includes a transceiver, an electric dipole, an address decoder and commands and a controlled shaper of carrier frequencies, in addition to this, a decoder of the address and commands and a controllable shaper of carrier frequencies are also introduced into the transceiver of downhole parameters, and a command shaper is included in the ground equipment.
- the electric dipoles of the downhole parameters transceiver and repeaters are not electrically connected to the casing pipes and are made of drill pipes previously coated on the outside with a layer of electrically insulating material, with the possibility of changing their length by changing the number of used drill pipes with an electrically insulating coating, while the length of the electric dipoles for in the case of formations with abnormally low resistivity, the thickness of the formations is more than 1.2 times.
- the device is equipped with a set of pipe subs with different connecting dimensions and types of threads.
- Figure 1 shows an example of a graphical image of a geoelectric section of rocks surrounding a well drilled in them. It shows: 1 - the curve of the distribution of specific electrical resistance (RES) along the depth of the well; 2, 3, 4, 5, 6, - symbols of rocks; loam, clay, sand, rock salt (halite), anthracite, respectively.
- RES specific electrical resistance
- Figure 2 shows the amplitude-frequency characteristics (AFC) and frequency passbands of signals from sections of communication lines with electric dipoles of different lengths.
- AFC amplitude-frequency characteristics
- 7, 8 are the frequency response of the sections of communication lines with electric dipoles with lengths of 5 and 100 meters, respectively
- AFi, AF2 are the frequency bandwidths of sections of communication lines with electric dipoles 5 and 100 meters long.
- Fig. 3 shows the dependence of the bandwidth on the length of the section of the communication line. Curves code - longitudinal resistivity of horizontally layered media, Ohm.
- Fig. 4A shows variants (N ° l - N23) of the mutual arrangement of electric dipoles and a layer of halite. It shows: 9 - halite layer; 10, 11 - receiving and transmitting electric dipoles.
- Figure 4B shows the dependence of the change in the signal in the receiving electric dipole 10 on the variant of the relative position electric dipoles 10, 11 relative to formation 9.
- Code of curves values of carrier frequencies of signals, Hz.
- Figure 5 shows the frequency response of the sections of the communication line without and with a layer of halite and the frequency bandwidth of the signals.
- Fig. BA shows options - N ° 5) mutual arrangement of electric dipoles 10, 11 and layer 12 of anthracite.
- Fig.bB shows the dependence of the change in the signal in the receiving electric dipole 10 on the variant of the relative position of the electric dipoles 10, 11 relative to the reservoir 12.
- Code of the curves the values of the carrier frequencies, Hz.
- Figure 7 shows the frequency response of the sections of the communication line with the anthracite layer and the frequency bandwidth of the signals.
- Figure 8 shows the dependence of the information transfer rate on the longitudinal resistivity of a horizontally layered medium.
- Curve code distance between transmitting and receiving electric dipoles in meters.
- Figure 9 shows a functional diagram of a device for monitoring downhole parameters.
- Figure 10 shows a functional diagram of the repeater.
- Fig. 11 shows an exemplary embodiment of the invention.
- the proposed method is implemented as follows.
- initial data are set, such as the depth of the well, which determines the required communication range, the geoelectric section of the well, the signal strength and interference, the amount of information transmitted about the downhole parameters, the permissible number of repeaters and others, the parameters of the communication line, as well as the required values of the information characteristics of the system. communication: bandwidth, data transfer rate, time delays of signals and others.
- Fig. 1 is a dissection of the section by geological types of rocks (lithological column) and the distribution of the averaged resistivity (curve 1) of these rocks along the depth of the well.
- the detail of the subdivision in depth is chosen no more than the length of one drill pipe, that is, the resistivity of formations less than 10 meters thick are averaged over this interval.
- the section is a rhythmic alternation of layers with noticeably different resistivities, called a horizontally layered medium.
- a horizontally layered medium in the form of alternating layers of clays 3 and sands 4 is located in the depth intervals of 50 - 300 and 400 - 550 meters.
- the characteristics of a horizontally layered medium are the transverse resistivity: and longitudinal resistivity:
- Pi - resistivity of the i-th layer is the number of layers in a complex of layers.
- a mathematical model of a communication system formed by casing and drill pipes, with electric dipoles placed on them, as well as rocks surrounding the well is created.
- the mathematical model is built on the basis of the equivalent circuit of replacing each link of a communication line with a length of one drill pipe by its electrical equivalent in the form of ohmic resistances and inductances of casing and drill pipes, conductivity between them, as well as the grounding resistance of the casing associated with the resistivity of the surrounding rocks.
- a chain diagram of six-port networks is created with the number of links equal to the number of drill pipes in the communication line, the calculation of which is performed using known computer programs, for example, Microcup.
- Mathematical modeling is performed for all sections of the communication line: between the downhole parameter transceiver and the first repeater from it, between subsequent repeaters, between the last repeater and the ground receiving antenna.
- the frequency response of the sections of the communication lines is determined, which is the dependence of the signal level on its frequency. These dependencies are used to find the bandwidth communication lines, as the frequency range from zero to the frequency at which the signal level decreases by 3 dB (0.707 times) relative to the maximum, as shown in Fig. 2, where the bandwidths AFi, AF2 correspond to the frequency response 7 and 8 sections of the communication line.
- each repeater stop transmitting before receiving data, and also stop receiving during data transmission due to interference between transmitted and received signals.
- both the transmission speed and the throughput are approximately halved:
- the current values of the information characteristics of the communication system are calculated, corresponding to the set of initial data and compared with the required ones.
- the parameters of the communication line sections are changed so that the current values of the characteristics coincide with the required values with a specified accuracy.
- Figure 2 shows a variant of changing the parameters of a communication line section by changing the length of electric dipoles supplied with a current of 10 A, when simulating in a horizontally layered medium with a longitudinal resistivity equal to 3 Ohm, a distance between the dipoles of 2000 meters.
- the bandwidth of the AFi with a dipole length of 5 meters is 4.8 Hz and the transmission rate is 2.4 bps (bits per second).
- the AF2 bandwidth is 29 Hz
- the transmission rate N is 14.5 bit / s.
- changing the parameter increases the data transfer rate by a factor of 6.
- Fig. 3 shows another variant of changing the parameters of a section of a communication line by changing the distance between adjacent electric dipoles when simulating in a horizontally layered medium.
- changing the distance from 2000 to 500 meters leads to an 18-fold increase in the bandwidth of the communication line section and the same increase in the transmission speed.
- Changing the parameters of communication line sections, including rock formations with abnormal resistivity values can be carried out by changing the relative position of electric dipoles relative to such formations.
- Fig.4A shows a layer of halite 200 meters thick with a resistivity equal to 1000 Ohm, located in a horizontally layered medium with a longitudinal resistivity equal to 3 Ohm, the distance between the receiving 10 and transmitting 11 electric dipoles is 1000 meters.
- FIG. 4B shows the dependences of the change in the magnitude of the signal in the receiving dipole relative to the situation without a layer of halite for these options.
- the largest decrease in the signal in the receiving dipole 10 corresponds to the first variant of the location, when the transmitting dipole 11 is inside a formation with a high resistivity, and the signal attenuation increases with an increase in the carrier frequency and reaches 40 dB (100 times) at a frequency of 512 Hz.
- the signal when the halite layer is between the receiving 10 and the transmitting 11 dipoles, the signal, on the contrary, increases by 12 dB (4 times) at a frequency of 32 Hz and by 5 dB (1.8 times) at frequencies of 256, 512 Hz. ...
- the signal when the receiving dipole 10 is in the halite layer, the signal also increases, but much lower than in the second variant.
- the most favorable for obtaining the desired signal level is the second variant of the relative position of the electric dipoles relative to the halite layer.
- the bandwidth of the communication line section for a situation without a formation (AFC 13), for the first variant of the location (AFC 14) and the second variant (AFC 15) are: 68, 6.8 and 100 Hz, respectively, and the transmission rates are 34, 3.4 and 50 bps.
- the second variant of the arrangement also provides a higher information transfer rate.
- Fig. BA shows a layer 12 of anthracite with a thickness of 30 meters with a resistivity equal to 0.1 Ohm, located in a horizontally layered medium with a longitudinal resistivity equal to 3 Ohm.
- the distance between the receiving 10 and the transmitting 11 electric dipoles is 1000 meters.
- Five options for the relative position of the dipoles relative to the formation are considered.
- Fig. BB shows the dependences of the change in the signal magnitude in the receiving dipole relative to the situation without an anthracite layer for these options.
- the greatest decrease in the signal level in the receiving dipole 10 corresponds to the third variant of the mutual arrangement, when the anthracite layer 12 is between the receiving 10 and 11 transmitting dipoles.
- the signal depending on the frequency, is attenuated from 15 dB (5.6 times) to 28 dB (25 times).
- the most favorable is the second variant of the relative position, when the layer 12 of anthracite is located within the interval of the location of the transmitting dipole 11, in this case the signal increases by 4 dB (1.6 times) at a carrier frequency of 32 Hz and is attenuated by 1 dB (1.12 times) at a carrier frequency of 512 Hz.
- the fifth option is also acceptable, when the layer 12 of anthracite is in the range of the location of the receiving dipole 10. In this case, the attenuation of the signals is from 0 to 1 dB for frequencies from 32 to 512 Hz.
- Figure 7 shows the bandwidth of the communication lines for the second variant of the mutual arrangement - frequency response 16 and the third - frequency response 17, width which AF 6 is 56 Hz and AF7 is 8.4 Hz, and the corresponding data rates are 28 and 4.2 bps.
- the lengths of both the receiving and the transmitting electric dipoles are chosen at least 1.2 times greater than the thickness of the formation with low resistivity.
- the signal attenuation is 12120 times, when the diameter of the drill pipes is changed to 127 mm for the same conditions, the attenuation decreases to 1837 times. Due to this, the signal magnitude at the end of the communication line section increases by 6.6 times.
- the signal attenuation will be 51 times, which increases the signal level 36 times in comparison with the option of using steel pipes of the same diameter.
- Figure 8 shows, obtained as a result of mathematical modeling, the dependence of the information transfer rate on the longitudinal resistivity for various distances between the transmitting and receiving electric dipoles.
- the dependencies are used to determine such an information characteristic of the communication system, such as the data transmission rate, in the sections of the communication line with a horizontally layered medium.
- a downhole parameter transceiver and repeaters placed on drill pipes are installed in the well, thereby creating a communication line, the parameters of the sections of which coincide with those obtained at the last step of mathematical modeling, such such as the length of electric dipoles and the distance between them, the relative position of electric dipoles relative to rock strata with abnormally low and / or abnormally high resistivity, diameters and type of drill pipes used in sections of the communication line.
- the optimal values of the carrier frequencies of signal transmission are set for the transceiver of the bottomhole parameters and each of the repeaters, and monitoring of the bottomhole parameters is started.
- the device is placed in a well drilled in rock formations 18 (geoelectric section) and protected by casing pipes 19.
- the device includes a downhole parameter transceiver 21 containing an electric dipole 23 placed on drill pipes 20, as well as several repeaters 22, also located on drill pipes , and each of them contains a transceiver and an electric dipole, as well as an address and command decoder and a controllable carrier frequency driver.
- the downhole parameter transceiver also contains an address and command decoder and a controllable carrier frequency shaper.
- the device operates using electromagnetic waves generated by electric dipoles and propagating along the communication line formed by casing and drill pipes with repeaters, as well as rocks surrounding the well, to ground equipment 25, including a receiving antenna 26, a transceiver 27 and a command generator 28.
- Figure 10 shows a functional diagram of the repeater.
- Each repeater contains an electric dipole 23, a transceiver 29, an address and command decoder 30, and a controllable carrier frequency driver 31.
- the inputs - outputs of the electric dipole 23 are connected to the first inputs - outputs of the transceiver 29, and its output is connected to the input of the address and command decoder, the output of which is switched to the input of the controlled carrier frequency shaper, and its output is connected to the input of the transceiver.
- Downhole parameters transceiver is built according to the same functional diagram.
- Electric dipoles 23 are not electrically connected to casing pipes 19 and are made of drill pipes previously coated on the outside with a layer 24 of electrically insulating material with the possibility of changing their length by changing the number of used drill pipes with an electrically insulating coating, while the length of the dipoles for the case of formations with abnormally low resistivity exceed the thickness of the layers by more than 1.2 times
- the separation of the poles of the electric dipole and the input of the exciting current can be performed using a dielectric separating insert 32, as shown in Fig. 10, or by means of toroidal coils, which does not change the essence of the invention and the technical result.
- an electrical insulating layer can be carried out in the field or on pipe bases, for example, using a machine for tape insulation of pipelines "MIG-219" with a capacity of 400 meters per hour.
- tapes based on polyethylene or polyvinyl chloride, reinforced with glass mesh of the "Litkor-NK” type, can be used, or on the basis of bitumen-polymer materials in combination with a radiation-crosslinked heat-shrinkable tape of the "Polyterm” type.
- a device for monitoring downhole parameters operates as follows.
- a command is given to turn them on and check the operability of the communication system. If the result is positive, commands are given to set the values of the carrier frequencies, determined at the stage of mathematical modeling, for the transceiver 21 of the downhole parameters and each repeater 22.
- Dedicated commands are fed to the input of controlled carrier frequency shapers 31, which generate electrical oscillations with a given frequency, supplied to the inputs of transceivers 29 and used to modulate (manipulate) them, for example, phase-difference, information signals of downhole parameters.
- the communication system After setting the carrier frequencies, the communication system is set to the monitoring mode, while the signals of downhole parameters, such as pressure, temperature, composition of the inflow and others, arriving from the transmitters (not shown in Figs. 9, 10) are fed to the transceiver 21, converted into digital form , are formed into packets of signals phase-shift keyed with a given carrier frequency, amplified in power and fed to electric dipole 23 for transmission over a section of the communication line to the first upstream repeater 22. The signal is received by the electric dipole 23 of the repeater 22 and is fed to the transceiver 29 (Fig.
- Figure 11 shows an example of implementation of the invention with the following set initial data: a) the depth of the well is 7000 meters; b) the geoelectric section is presented in the table of Fig. 11 with an indication of the longitudinal resistivity (p / layers of rocks and their thickness (h), the boundaries 33 between them and the depths of occurrence; c) the maximum amount of transmitted information about the bottomhole parameters per one message - 96 bits ; d) the maximum number of repeaters is 4; e) the length of the electric dipoles is 100 meters, the excitation current of the transmitting dipoles is 10 A; f) steel casing and drill pipes are used with dimensions:
- the well is filled with a liquid with a resistivity equal to 1 Ohm; h) information characteristic of the communication system - the signal delay time on the way from the downhole parameters transceiver to the ground equipment; i) the required value of the information characteristic - no more than 15 seconds.
- the total signal delay t cyM M was determined, which was compared with the required value (no more than 15 s).
- the parameters of the communication line were changed, namely, the distance between the transceiver of 21 downhole parameters and the upstream repeater in the depth interval of 5000 - 7000 meters with horizontal layered medium, the distance between the repeaters in the depth interval 2000 - 4000 meters, the distance between the last repeater and ground equipment (not shown in Fig. 11) in the interval 0 - 1000 meters.
- the relative position of the electric dipoles of the repeaters also changed relative to the formation with anomalously low resistivity (0.1 Ohm) in the depth interval 1000-2000 m and the stratum with abnormally high resistivity (1000 Ohm) in the depth interval 4000-5000 m.
- the transmission rates were determined from the dependencies shown in Fig. 8, and for the depth interval 1000 - 2000 meters with a layer of low resistivity and a depth interval 4000 - 5000 meters with a layer of high resistivity - according to the dependencies shown in Fig. 7 and Fig. 5, respectively.
- the signal delay time was obtained equal to 14.28 seconds, which meets the specified requirement with the number of repeaters equal to 4.
- Figure 11 shows the optimal placement of the repeaters relative to each other and the layers of the geoelectric section.
- the data transfer rates, the signal delay time at the given depth interval and the total delay time are given.
- the data transfer rate depending on the depth interval, varies from 11 to 293 bit / s, which makes it possible to obtain a signal time delay that is relatively small for a well with a depth of 7000 meters.
- this information is used to set carrier frequency values for repeater transceivers and downhole parameters transceiver of a device for monitoring downhole parameters, as described above.
- the data transfer rate of the prototype for such geoelectric conditions is about 1 bit / s, so the signal delay only in the bottomhole zone in the depth interval of 5000-7000 meters would be 96 seconds, which is 11 times more than the result we obtained;
- the communication range of the prototype is limited in these conditions to 2000 - 2500 meters, which excludes the possibility of working in deep wells;
- the technical result of the proposed inventions is the creation of a communication system with the required information characteristics: bandwidth, data transmission rate, communication range, and others.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к области передачи скважинной забойной информации по электромагнитному каналу связи на поверхность. Технический результат - создание системы связи с требуемыми информационными характеристиками. Способ мониторинга, включающий установку в скважину приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов с электрическими диполями. До установки задаются исходными данными, параметрами линии связи и требуемыми значениями характеристик, создают математическую модель и выполняют математическое моделирование, рассчитывают значения характеристик и сравнивают их с требуемыми. При расхождениях изменяют параметры участков линии связи так, чтобы эти значения совпали с требуемыми. Устанавливают приемопередатчик и ретрансляторы, задают им найденные значения несущих частот и приступают к мониторингу. Устройство включает забойный приемопередатчик, ретрансляторы с электрическими диполями и наземное оборудование. Забойный приемопередатчик и ретрансляторы содержат дешифраторы адреса и формирователи несущих частот.
Description
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Название изобретения
Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области передачи скважинной забойной информации по электромагнитному каналу связи на поверхность. Может быть использовано для мониторинга процессов испытания и опробования потенциально продуктивных пластов, гидроразрыва пластов, совместно- раздельной эксплуатации многопластовых объектов.
Уровень техники
Известно устройство для измерения забойных параметров в процессе совместно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов с беспроводным (электромагнитным) каналом связи (полезная модель РФ N2138333, приоритет 08.10.2013, опубл. 10.03.14 Бюл. NQ7), включающее скважинное передающее устройств с генератором и усилителем мощности электромагнитных колебаний, симметричные выводы которого подключены к первому и второму электродам, разделенных изолирующей вставкой, длину которой выбирают в зависимости от электропроводящих свойств пластов, пересекаемых скважиной. Первый и второй электроды совместно с изолирующей вставкой образуют передающий электрический диполь. Электромагнитные волны, излучаемые диполем, распространяясь через насосно-компрессорные трубы (НКТ), обсадную колонну и горные
породы, достигают приемной антенной рамки, расположенной на земной поверхности.
Данное устройство работает на несущих частотах до 2,5 Гц при длине (разносе) изолирующей вставки до 9 м, дальности связи до 2000 м и минимальном уровне сигналов на входе приемника (порог помехозащищенности) не менее 5 мкВ (см. Шакиров А.А. «Геофизический контроль за режимом разработки продуктивных объектов при одновременно-раздельной эксплуатации пластов».// НТВ Каротажник. Тверь.2007. Вып.3(156), с. 61-58).
Недостатками этого устройства являются низкая скорость передачи (до 2,5 бит/с) при наличии в разрезе скважины горных пород с пониженным удельным электрическим сопротивлением (УЭС), недостаточная дальность связи, что не позволяет работать в глубоких (более 2000 м) скважинах, а также отсутствие двусторонней связи забой-устье скважины.
Известен кабельно-индуктивный канал связи (см. Аксельрод С.М. «Кабельно-индуктивный канал связи для каротажа и технологических измерений в процессе бурения». //НТВ Каротажник. Тверь. 2011. Вып.4, с.107-110). Кабельно-индуктивный канал включает в себя колонну стыкующихся между собой буровых труб (или НКТ), в каждой из которых вдоль внутренней стенки проложен коаксиальный кабель, верхний и нижний концы которого соединены с катушками индуктивности, заключенными в магнитопроводы, размещенные в кольцевых канавках и сочленяющиеся при свинчивании торцов муфты и ниппеля труб, образуя между катушками индуктивную (трансформаторную) связь, по которой сигнал передается от одного участка буровой колонны к другому.
Канал связи включает в себя также забойный приемо-передатчик, систему ретрансляторов, устанавливаемых через 300 - 1000 м и наземное
приемо-передающее оборудование, что обеспечивает двустороннюю связь.
Кабельно-индуктивный канал связи обладает высокой скоростью передачи информации и не зависит от УЭС пересеченных скважиной горных пород.
Применение ретрансляторов для усиления передаваемых сигналов позволяет получить большую дальность связи.
Однако для реализации такого канала связи необходимо изменение конструкции буровых труб для размещения катушек индуктивности и подвода к ним коаксиальных кабелей, что значительно повышает трудоемкость и себестоимость его изготовления.
Другим недостатком является низкая мобильность такого оборудования, т.е. проблемы транспортировки до тысячи и более десятиметровых конструктивно измененных буровых труб при больших расстояниях от одной скважины до другой в условиях бездорожья и сурового климата, например, при выполнении работ по испытанию, опробованию и гидроразрыву пластов в северных районах РФ.
Известен способ и система передачи информации посредством электромагнитных волн (патент РФ N2 2206739, приоритет 22.10.1999г., опубл. 20.06.2003г.), принятые нами за прототип.
Способ передачи информации от скважины, пробуренной через пласты горных пород, обсаженной колонной металлических обсадных труб, включает установку в вышеуказанную скважину приемопередатчика информации, функционирующего при помощи направленных электромагнитных волн, создаваемых излучением электрических сигналов диполем электрически соединенным с обсадными металлическими трубами, определение затухания сигналов передачи в некоторых пластах з
горных пород, имеющих малое УЭС и электрическую изоляцию обсадных металлических труб, находящихся в местах вышеуказанных пластов УЭС
Также согласно этому способу, с помощью математической модели определяют минимальную длину обсадной трубы, подлежащей изоляции, учитывая минимальные характеристики электромагнитной передачи, а именно, расстояние передачи и/или скорость передачи информации.
Устройство (система) передачи информации от скважины, пробуренной через пласты горных пород и обсаженной колонной обсадных металлических труб, содержит в вышеуказанной скважине приемопередатчик информации функционирующий при помощи направленных электромагнитных волн, создаваемых излучением электрических сигналов диполем электрически соединенным с обсадными металлическими трубами, служащими направляющими для излученных волн, причем как минимум некоторые обсадные металлические трубы, находящиеся в местах расположения пластов малого УЭС сопротивления, имеют средства электрической изоляции от вышеупомянутых пластов.
Согласно описанию этого способа диапазон используемых частот - от 1 до 10 Гц. Скорость передачи информации не превышает 10 бит/с, что является существенным недостатком. Кроме того, предложенное техническое решение не устраняет влияния пластов с высоким (более 1000 Омм) УЭС, сильно ослабляющего сигнал передачи, например, пласты каменной соли, так как стекание тока в такие пласты практически отсутствует и без их изоляции, (см. Чупров В.П., Шайхутдинов Р.А. и др. «Опыт эксплуатации телесистемы с комбинированным каналом связи» //НТВ Каротажник. Тверь. 2011. Вып.5(203), с.5-10). При этом значительно снижается и дальность связи.
Настоящее изобретение направлено на решение выявленных проблем, связанных с передачей информации при мониторинге забойных параметров с помощью электромагнитной системы связи. При этом решаются задачи получения заданных, оптимальных для мониторинга, характеристик системы связи таких как скорость передачи данных, временная задержка сигналов, дальность связи и других, причем для конкретных геоэлектрического разреза и конструкции скважины.
Раскрытие сущности изобретения
Решение указанных проблем осуществляется тем, что в способе мониторинга скважинных забойных параметров в скважине, пробуренной в пластах горных пород и защищенной обсадными трубами, включающем установку в скважину приемопередатчика забойных параметров, размещенного на буровых трубах и функционирующего при помощи электромагнитных волн, создаваемых электрическим диполем, распространяющихся по линии связи, образованной обсадными и буровыми трубами, а также окружающими скважину горными породами, к наземным приемной антенне и приемопередатчику и использование математического моделирования, согласно изобретению для передачи по линии связи электромагнитных сигналов используют ретрансляторы с электрическими диполями, размещаемые на буровых трубах, задаются исходными данными, параметрами линии связи и требуемыми значениями характеристик системы связи при мониторинге, до установки приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов в скважину на основе информации о геометрических и электромагнитных характеристиках обсадных и буровых труб, электрических диполей, а также окружающих горных пород создают математическую модель системы связи и выполняют математическое моделирование линии связи, причем для всех ее участков: между приемопередатчиком забойных параметров и
первым ретранслятором, между последующими ретрансляторами, между последним ретранслятором и наземной приемной антенной, в процессе математического моделирования определяют амплитудно-частотные характеристики каждого из участков линии связи, частотные полосы пропускания и значения несущих частот передачи сигналов, по этим данным рассчитывают текущие значения получаемых характеристик системы связи и сравнивают их с требуемыми, при расхождениях, превышающих заданные, изменяют параметры участков линии связи, оптимизируя их таким образом, чтобы текущие значения характеристик совпали с требуемыми значениями с заданной точностью, после чего производят установку в скважину приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов, создавая при этом линию связи, параметры участков которой совпадают с определенными на последнем шаге математического моделирования параметрами участков линии связи, задают для приемопередатчика забойных параметров и каждого из ретрансляторов значения несущих частот передачи сигналов и приступают к мониторингу скважинных забойных параметров.
Согласно способу в качестве изменяемых параметров участков линии связи используют:
1) длину одного или более электрических диполей;
2) расстояния между соседними электрическими диполями;
3) взаимное расположение электрических диполей относительно пластов горных пород, например, с аномально низким и /или аномально высоким УЭС, при этом длины электрических диполей для случая пластов с аномально низким УЭС выбирают, как минимум в 1,2 раза больше, чем толщина пласта.
4) диаметр буровых труб, используемых, как минимум на одном из участков линии связи;
5) применение немагнитных буровых труб, как минимум на одном из участков линии связи.
Устройство для мониторинга скважинных забойных параметров в скважине, пробуренной в пластах горных пород и защищенной обсадными трубами, включающее приемопередатчик забойных параметров, содержащий электрический диполь, размещенный на буровых трубах и функционирующий при помощи электромагнитных волн, создаваемых электрическим диполем, распространяющихся по линии связи, образованной обсадными и буровыми трубами, а также окружающими скважину горными породами, к наземному оборудованию, включающему приемную антенну и приемопередатчик, согласно изобретению для передачи сигналов по линии связи введены ретрансляторы , размещаемые на буровых трубах, каждый из которых включает в себя приемопередатчик, электрический диполь, дешифратор адреса и команд и управляемый формирователь несущих частот, помимо этого в приемопередатчик забойных параметров также введены дешифратор адреса и команд и управляемый формирователь несущих частот, а в состав наземного оборудования - формирователь команд.
Согласно изобретению электрические диполи приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов электрически не соединены с обсадными трубами и выполнены из буровых труб, предварительно покрытых снаружи слоем электроизоляционного материала, с возможностью изменения их длины за счет изменения количества используемых буровых труб с электроизоляционным покрытием, при этом длины электрических диполей для случая пластов с аномально низким УЭС превышают толщину пластов более, чем в 1,2 раза.
Согласно способу, устройство снабжено комплектом трубных переводников с разными присоединительными размерами и типами резьбы.
Краткое описание чертежей
Заявляемые изобретения поясняются чертежами.
На фиг.1 приведен пример графического изображения геоэлектрического разреза горных пород, окружающих пробуренную в них скважину. На ней изображены: 1 - кривая распределения удельных электрических сопротивлений (УЭС) по глубине скважины; 2, 3, 4, 5, 6, - условные обозначения горных пород; суглинка, глины, песка, каменной соли (галита), антрацита, соответственно.
На фиг.2 представлены амплитудно-частотные характеристики (АЧХ) и частотные полосы пропускания сигналов участков линий связи с электрическими диполями разных длин. Здесь 7, 8 - АЧХ участков линий связи с электрическими диполями с длинами 5 и 100 метров, соответственно, AFi, AF2 - частотные полосы пропускания участков линий связи с электрическими диполями длиной 5 и 100 метров.
На фиг.З приведены зависимости ширины полосы пропускания от длины участка линии связи. Шифр кривых - продольные УЭС горизонтально- слоистых сред, Омм.
На фиг.4А представлены варианты (N°l - N23) взаимного расположения электрических диполей и пласта галита. На ней изображены: 9 - пласт галита; 10, 11 - приемный и передающий электрический диполи.
На фиг.4Б приведены зависимости изменения сигнала в приемном электрическом диполе 10 от варианта взаимного расположения
электрических диполей 10, 11 относительно пласта 9. Шифр кривых: значения несущих частот сигналов, Гц.
На фиг.5 представлены АЧХ участков линии связи без и с пластом галита и частотные полосы пропускания сигналов.
На ней изображены: 13 - АЧХ участка линии связи в горизонтально- слоистой среде без пласта галита; 14 - АЧХ этого участка линии связи с пластом галита при первом варианте расположения электрических диполей относительно пласта; 15 - АЧХ при втором варианте расположения электрических диполей относительно пласта; AF3, AF4, AFs - ширина полос пропускания АЧХ 13, 14, 15, соответственно, в Гц.
На фиг.бА представлены варианты
- N°5) взаимного расположения электрических диполей 10, 11 и пласта 12 антрацита.
На фиг.бБ приведены зависимости изменения сигнала в приемном электрическом диполе 10 от варианта взаимного расположения электрических диполей 10, 11 относительно пласта 12. Шифр кривых: значения несущих частот, Гц.
На фиг.7 приведены АЧХ участков линии связи с пластом антрацита и частотные полосы пропускания сигналов.
На ней изображены: 16 - АЧХ участка линии связи в горизонтально- слоистой среде с пластом антрацита при втором варианте расположения электрических диполей относительно пласта, а 17 - АЧХ при третьем варианте расположения; AF6, AF7 - ширина полос пропускания АЧХ 16 и 17 соответственно, Гц.
На фиг.8 представлены зависимости скорости передачи информации от продольного УЭС горизонтально-слоистой среды. Шифр кривых: расстояние между передающим и приемным электрическими диполями в метрах.
На фиг.9 представлена функциональная схема устройства для мониторинга скважинных забойных параметров.
На фиг.10 представлена функциональная схема ретранслятора.
На фиг.11 приведен пример осуществления изобретения.
Осуществление изобретения
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
Перед началом работ задаются исходными данными, такими как глубина скважины, определяющая необходимую дальность связи, геоэлектрический разрез скважины, мощности сигнала и помехи, объем передаваемой информации о забойных параметрах, допустимое число ретрансляторов и другими, параметрами линии связи, а также требуемыми значениями информационных характеристик системы связи: пропускной способностью, скоростью передачи данных, временными задержками сигналов и прочими.
До установки оборудования в скважине выполняют сбор информации о геометрических размерах используемых обсадных и буровых труб: внешних и внутренних диаметрах, длине, а также об электрических и магнитных характеристиках металлов, из которых они изготовлены., а именно: удельном электрическом сопротивлении (УЭС) и магнитной проницаемости. После чего расчетом или экспериментально определяют омическое сопротивление и индуктивность отдельной обсадной и буровой трубы, а также их частотные зависимости в диапазоне рабочих частот передаваемых сигналов.
Получают также информацию о типе жидкости, заполняющей скважину и ее электропроводности. Для получения информации об электрических характеристиках, пересеченных скважиной горных пород, используют
данные геофизических электрических исследований, выполненных при бурении скважин, таких как боковое каротажное зондирование, боковой, индукционный, электромагнитный каротажи. На основе этих данных составляют геоэлектрический разрез скважины, пример которого приведен на фиг.1, представляющий собой расчленение разреза по геологическим видам горных пород (литологическая колонка) и распределение усредненного УЭС (кривая 1) этих пород по глубине скважины.
Детальность расчленения по глубине выбирают не более длины одной буровой трубы, то есть УЭС пластов толщиной менее 10 метров усредняются на этом интервале.
Очень часто разрез представляет собой ритмичное чередование пластов с заметно различающимися УЭС, называемый горизонтально-слоистой средой. На фиг.1 такая среда в виде чередующихся пластов глин 3 и песков 4 располагается в интервалах глубин 50 - 300 и 400 - 550 метров. Характеристиками горизонтально-слоистой среды являются поперечное УЭС:
и продольное УЭС:
Sίίi ft
Pl ym Ll=1Pi где hi - толщина /-го пласта
Pi - УЭС /-го пласта; m - число пластов в комплексе слоев.
Исследования показали, что распространение сигналов, создаваемых электрическим диполем в горизонтально-слоистой среде, определяется,
главным образом, ее продольным удельным сопротивлением. Поэтому при математическом моделировании горизонтально-слоистой среды используют именно эту характеристику.
В геоэлектрических разрезах (см.фиг.1) часто встречаются пласты с аномально низким и аномально высоким УЭС, такие как пласты антрацита 6 с УЭС ОД Омм и каменной соли (галита) 5 с УЭС 1000 Омм, сильно ослабляющие сигналы электромагнитных систем связи, поэтому их наличие, глубина залегания, УЭС определяют в первую очередь.
После сбора необходимой информации создают математическую модель системы связи, образованной обсадными и буровыми трубами, с размещенными на них электрическими диполями, а также окружающими скважину горными породами. Математическая модель строится на основе эквивалентной схемы замещения каждого звена линии связи длиною в одну буровую трубу его электрическим эквивалентом в виде омических сопротивлений и индуктивностей обсадной и буровой труб, проводимости между ними, а также сопротивления заземления обсадной трубы, связанного с УЭС окружающих горных пород. Таким образом, создается цепная схема из шестиполюсников с числом звеньев, равным числу буровых труб в линии связи, расчет которой выполняется с помощью известных компьютерных программ, например, Microcup.
Математическое моделирование выполняют для всех участков линии связи: между приемопередатчиком забойных параметров и первым от него ретранслятором, между последующими ретрансляторами, между последним ретранслятором и наземной приемной антенной.
В процессе математического моделирования определяют АЧХ участков линий связи, представляющие собой зависимость уровня сигнала от его частоты. По этим зависимостям находится ширина полосы пропускания
линии связи, как область частот от нулевой до частоты, при которой уровень сигнала уменьшается на 3 дБ (в 0,707 раз) относительно максимального, как это показано на фиг.2, где полосы пропускания AFi, AF2 соответствуют АЧХ 7 и 8 участков линии связи.
Зная ширину полос пропускания, определяют также информационные характеристики систем связи, таких как максимальная скорость передачи N и пропускная способность С. Для цифровых систем связи:
N ^ AF
С = AF log(l + й) , где Рс, Рп - мощности сигнала и помехи.
(Справочник по теоретическим основам радиоэлектроники. Том 2. Под редакцией Б.Х. Кривицкого. М. «Энергия» 1977. С. 91, 92, 100).
При использовании ретрансляторов, согласно изобретению, передача и прием сигналов не может происходить одновременно. Требуется, чтобы каждый ретранслятор прекратил передачу до получения данных, а также прекратил прием во время передачи данных из-за помех между передаваемыми и принимаемыми сигналами. В связи с этим как скорость передачи, так и пропускная способность уменьшаются примерно вдвое:
N « -AF,
2 log(l + g) .
Установлено, что при использовании для передачи сигналов с помощью фазоразностной манипуляции, как это имеет место в настоящем изобретении, ширина спектра фазоманипулированного сигнала с достаточной для практики точности равны удвоенному значению его
несущей частоты FH. Поэтому для размещения спектра сигнала в полосе пропускания линии связи необходимо выполнение условия:
AF = 2FH, откуда определяют значение несущей частоты:
По полученным результатам рассчитывают текущие значения информационных характеристик системы связи, соответствующие совокупности исходных данных и сравнивают их с требуемыми. В случае расхождений, превышающих заданные, изменяют параметры участков линии связи таким образом, чтобы текущие значения характеристик совпали с требуемыми значениями с заданной точностью.
На фиг.2 приведен вариант изменения параметров участка линии связи путем изменения длины электрических диполей, питаемых током 10 А, при моделировании в горизонтально-слоистой среде с продольным УЭС, равным 3 Омм, расстоянием между диполями 2000 метров. Полоса пропускания AFi при длине диполей 5 метров составляет 4,8 Гц, а скорость передачи 2,4 бит/с (бит в секунду). При длине диполей 100 метров полоса пропускания AF2 равна 29 Гц, скорость передачи N равна 14,5 бит/с. Таким образом, изменение параметра (длины диполей) увеличивает скорость передачи данных в б раз. Далее рассматриваются электрические диполи длиной 100 метров, питаемые током 10 А.
На фиг.З представлен другой вариант изменения параметров участка линии связи путем изменения расстояния между соседними электрическими диполями при моделировании в горизонтально-слоистой среде. В этом случае изменение расстояния с 2000 до 500 метров приводит к 18-кратному увеличению ширины полосы пропускания участка линии связи и такому же росту скорости передачи.
Изменение параметров участков линии связи, включающих пласты горных пород с аномальными значениями УЭС, может осуществляться путем изменения взаимного расположения электрических диполей относительно таких пластов. Так на фиг.4А представлен пласт галита толщиной 200 метров с УЭС равным 1000 Омм, находящийся в горизонтально-слоистой среде с продольным УЭС равным 3 Омм, расстояние между приемным 10 и передающим 11 электрическими диполями равно 1000 метрам. Рассматриваются три варианта взаимного расположения диполей относительно пласта (N°l, NQ2, NQ3). На фиг. 4Б приведены зависимости изменения величины сигнала в приемном диполе относительно ситуации без пласта галита для этих вариантов.
Наибольшее уменьшение сигнала в приемном диполе 10 соответствует первому варианту расположения, когда передающий диполь 11 находится внутри пласта с высоким УЭС, причем ослабление сигнала увеличивается с ростом несущей частоты и достигает 40 дБ (100 раз) на частоте 512 Гц. Во втором варианте взаимного расположения, когда пласт галита находится между приемным 10 и передающим 11 диполями, сигнал, наоборот, увеличивается на 12 дБ (4 раза) при частоте 32 Гц и на 5 дБ (1,8 раз) на частотах 256, 512 Гц.
В третьем варианте, когда приемный диполь 10 находится в пласте галита, сигнал также возрастает, однако значительно ниже, чем при втором варианте. Таким образом, наиболее благоприятным для получения нужного уровня сигнала является второй вариант взаимного расположения электрических диполей относительно пласта галита. Как следует из фиг.5, ширина полос пропускания участка линии связи для ситуации без пласта (АЧХ 13), для первого варианта расположения (АЧХ 14) и второго варианта (АЧХ 15) составляют: 68, 6,8 и 100 Гц, соответственно, а скорости передачи -
34, 3,4 и 50 бит/с. Таким образом, второй вариант расположения обеспечивает и более высокую скорость передачи информации.
Другой случай, это - наличие в геоэлектрическом разрезе пластов горных пород с аномально низким УЭС, например, пластов антрацита.
На фиг.бА представлен пласт 12 антрацита толщиной 30 метров с УЭС равным 0,1 Омм, находящийся в горизонтально-слоистой среде с продольным УЭС, равным 3 Омм. Расстояние между приемным 10 и передающим 11 электрическими диполями равно 1000 метрам. Рассматриваются пять вариантов взаимного расположения диполей относительно пласта (NQI, |\|22, NQ3, NQ4, NQ5).
На фиг.бБ приведены зависимости изменения величины сигнала в приемном диполе относительно ситуации без пласта антрацита для этих вариантов. Как следует из фиг.бБ, наибольшее уменьшение уровня сигнала в приемном диполе 10 соответствует третьему варианту взаимного расположения, когда пласт 12 антрацита находится между приемным 10 и передающим 11 диполями. Сигнал, в зависимости от частоты, ослабляется от 15 дБ (5,6 раз) до 28 дБ (25 раз).
Наиболее благоприятным является второй вариант взаимного расположения, когда пласт 12 антрацита находится внутри интервала расположения передающего диполя 11, в этом случае сигнал возрастает на 4 дБ (1,6 раз) при несущей частоте 32 Гц и ослабляется на 1 дБ (1,12 раз) при несущей частоте 512 Гц. Приемлем также пятый вариант, когда пласт 12 антрацита находится в интервале расположения приемного диполя 10. В этом случае ослабление сигналов составляет от 0 до 1 дБ для частот от 32 до 512 Гц.
На фиг.7 демонстрируются полосы пропускания линий связи для второго варианта взаимного расположения - АЧХ 16 и третьего - АЧХ 17, ширина
которых AF6 равна 56 Гц и AF7 равна 8,4 Гц, и соответствующие скорости передачи информации равен 28 и 4,2 бит/с. Таким образом, выбором оптимального взаимного расположения электрических диполей относительно пласта с аномально низким УЭС, обеспечивается почти семикратный рост скорости передачи информации.
При этом длины как приемного, так и передающего электрических диполей выбирают как минимум в 1,2 раза больше, чем толщина пласта с низким УЭС.
Другими возможностями изменения параметров участков линии связи являются изменение диаметра используемых буровых труб и применение немагнитных сплавных труб на этих участках.
Известно (Молчанов А.А. «Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин», М. «Н1едра» 1983, с.32 - 33), что коэффициент затухания сигнала в колонне буровых труб с достаточной точностью выражается зависимостью:
где D - диаметр буровых труб, м;
/-частота сигнала, Гц; р - УЭС среды, Омм к- коэффициент, равный 5,2 для стальныхтруб и 0,26-для немагнитных сплавных труб, а ослабление сигнала:
где - и0, ис- напряжение сигналов на входе и выходе участка линии связи; L- длина участка линии связи, м.
Так при частоте равной 10 Гц и УЭС равном 3 Омм для стальной трубы диаметром 73 и длине участка линии связи, равной 1000 метров ослабление сигнала составляет 12120 раз, при изменении диаметра буровых труб до 127 мм для тех же условий ослабление снижается до 1837 раз. Благодаря этому величина сигнала на конце участка линии связи увеличивается в 6,6 раз.
При применении немагнитных сплавных труб диаметром 127 мм и тех же прочих условиях ослабление сигнала составит 51 раз, что увеличивает уровень сигнала в 36 раз в сравнении с вариантом использования стальных труб такого же диаметра.
Таким образом, такие изменения уменьшают затухание сигналов в линии связи, что расширяет полосу пропускания и, соответственно, увеличивает пропускную способность и скорость передачи данных в системе связи.
На фиг.8 представлены, полученные в результате математического моделирования, зависимости скорости передачи информации от продольного УЭС для различных расстояний между передающим и приемным электрическим диполями. Зависимости служат для определения такой информационной характеристики системы связи, как скорость передачи данных, на участках линии связи с горизонтально-слоистой средой.
После получения в результате математического моделирования характеристик системы связи, совпадающих с требуемыми с заданной точностью, устанавливают в скважину приемопередатчик забойных параметров и ретрансляторы, размещенные на буровых трубах, создавая при этом линию связи, параметры участков которой совпадают с полученными на последнем шаге математического моделирования, такими
как длина электрических диполей и расстояния между ними, взаимное расположение электрических диполей относительно пластов горных пород с аномально низким и/или аномально высоким УЭС, диаметры и тип буровых труб, используемых на участках линии связи.
После этого задают для приемопередатчика забойных параметров и каждого из ретрансляторов оптимальные значения несущих частот передачи сигналов, определенные на последнем шаге математического моделирования, и приступают к мониторингу забойных параметров.
Реализация способа осуществляется устройством, функциональная схема которого представлена на фиг.9.
Устройство размещено в скважине, пробуренной в пластах 18 горных пород (геоэлектрический разрез) и защищенной обсадными трубами 19. Устройство включает приемопередатчик 21 забойных параметров, содержащий электрический диполь 23, размещенный на буровых трубах 20, а также несколько ретрансляторов 22, также размещенных на буровых трубах, причем каждый из них содержит приемопередатчик и электрический диполь, а также дешифратор адреса и команд и управляемый формирователь несущих частот. Кроме того, приемопередатчик забойных параметров также содержит дешифратор адреса и команд и управляемый формирователь несущих частот. Устройство функционирует при помощи электромагнитных волн, создаваемых электрическими диполями, и распространяющимися по линии связи, образованной обсадными и буровыми трубами с ретрансляторами, а также окружающими скважину горными породами, к наземному оборудованию 25, включающему приемную антенну 26, приемопередатчик 27 и формирователь 28 команд.
На фиг 10 представлена функциональная схема ретранслятора. Каждый ретранслятор содержит электрический диполь 23, приемопередатчик 29, дешифратор 30 адреса и команд и управляемый формирователь 31 несущих частот. Входы - выходы электрического диполя 23 подключены к первым входам - выходам приемопередатчика 29, а его выход соединен с входом дешифратора адреса и команд, выход которого переключен ко входу управляемого формирователя несущих частот, а его выход соединен с входом приемопередатчика.
Приемопередатчик забойных параметров построен по такой же функциональной схеме.
Электрические диполи 23 электрически не соединены с обсадными трубами 19 и выполнены из буровых труб, предварительно покрытых снаружи слоем 24 электроизоляционного материала с возможностью изменения их длины за счет изменения количества используемых буровых труб с электроизоляционным покрытием, при этом длина диполей для случая пластов с аномально низким УЭС превышают толщину пластов более, чем в 1,2 раза
Разделение полюсов электрического диполя и ввод возбуждающего тока может быть выполнен с помощью диэлектрической разделительной вставки 32, как показано на фиг.10, либо посредством тороидальных катушек, что не меняет сущности изобретения и технического результата.
Практически нанесение электроизоляционного слоя может производится в полевых условиях или на трубных базах, например, с помощью машинки для ленточной изоляции трубопроводов «МИГ-219» с производительностью 400 метров в час.
Для изоляции могут быть использованы ленты на основе полиэтилена или поливинилхлорида, армированные стеклосеткой типа «Литкор-НК»,
или на основе битумно-полимерных материалов в комплексе с радиационно сшитой термически усаживаемой лентой типа «Политерм».
Устройство для мониторинга скважинных забойных параметров работает следующим образом.
После установки в скважине приемопередатчика 21 (фиг.9) забойных параметров и ретрансляторов 22 из наземного оборудования 25 с посредством формирователя 28 команд и приемопередатчика 27 дается команда на их включение и проверку работоспособности системы связи. При положительном результате даются команды на установку значений несущих частот, определенных на этапе математического моделирования, для приемопередатчика 21 забойных параметров и каждого ретранслятора 22. Электрические диполи 23, находящиеся в режиме приема, воспринимают сигналы команд, которые далее поступают на входы приемопередатчиков 29 (фиг.10), где усиливаются, фильтруются от помех и поступают на входы дешифраторов 30 адреса и команд, с помощью которых выделяется та команда, которая была адресована именно этому устройству. Выделенные команды поступают на вход управляемых формирователей 31 несущих частот, которые вырабатывают электрические колебания с заданной частотой, поступающие на входы приемопередатчиков 29 и используемые для их модуляции (манипуляции), например, фазоразностной, информационными сигналами забойных параметров.
После установки несущих частот система связи устанавливается в режим мониторинга, при этом сигналы забойных параметров, такие как давление, температура, состав притока и другие, поступающие отдатчиков (на фиг. 9, 10 не показаны), подаются на приемопередатчик 21, преобразуются в цифровой вид, формируются в пакеты фазоманипулированных с заданной несущей частотой сигналов, усиливаются по мощности и подаются на
электрический диполь 23 для передачи по участку линии связи в первый вышерасположенный ретранслятор 22. Сигнал принимается электрическим диполем 23 ретранслятора 22 и поступает на приемопередатчик 29 (фиг.10), где в приемной его части усиливается, очищается от помех, демодул и руется, преобразуясь в цифровой вид, а затем в передающей части приемопередатчика 29 модулирует несущие электрические колебания с установленной для этого ретранслятора частотой, поступающие из управляемого формирователя 31 несущих частот. Фазоманипулированные сигналы с новой несущей частотой усиливаются по мощности и подаются на электрический диполь 23 для передачи в следующий ретранслятор. Такие преобразования сигналов производятся на остальных участках линии связи с ретрансляторами до достижения ими приемной антенны 26 наземного оборудования 25, где сигналы ею принимаются, подаются на приемопередатчик 27, усиливаются, очищаются от помех и де модулируются, преобразуясь в цифровой вид, после чего могут подаваться на компьютерные средства обработки и анализа цифровой информации.
На фиг.11 представлен пример осуществления изобретения со следующими задаваемыми исходными данными: а) глубина скважины 7000 метров; б) геоэлектрический разрез представлен в таблице фиг.11 с указанием продольных УЭС (р/ пластов горных пород и их толщины (h), границ 33 между ними и глубин залегания; в) максимальный объем передаваемой информации о забойных параметрах за одну посылку - 96 бит; г) максимальное количество ретрансляторов -4;
д) длина электрических диполей - 100 метров, ток возбуждения передающих диполей - 10 А; е) используются стальные обсадные и буровые трубы с размерами:
- наружный диаметр обсадных труб - 194 мм, толщина стенки 10,9 мм, длина 10 метров;
- наружный диаметр буровых труб - 89 мм, толщина стенки - 11,4 мм, длина 10 метров; ж) скважина заполнена жидкостью с УЭС равным 1 Омм; з) информационная характеристика системы связи - время задержки сигнала на пути от приемопередатчика забойных параметров до наземного оборудования; и) требуемое значение информационной характеристики - не более 15 секунд.
На основе этих исходных данных создана математическая модель системы связи и выполнено математическое моделирование с определением АЧХ каждого участка линии связи, ширины полос пропускания, значений несущих частот для каждого из участков линии связи, при этом рассчитывались скорости (N) передачи данных на каждом из участков линии связи и времени (t) задержки сигналов по формуле: t = где V - объем передаваемой информации, бит.
Затем путем суммирования задержек по всем участкам линии связи определялась суммарная задержка сигнала tcyMM , которая сравнивалась с требуемым значением (не более 15 с). Для выполнения этого условия изменялись параметры линии связи, а именно расстояние между приемопередатчиком 21 забойных параметров и вышерасположенным ретранслятором в интервале глубин 5000 - 7000 метров с горизонтально
слоистой средой, расстояние между ретрансляторами в интервале глубин 2000 - 4000 метров, расстояние между последним ретранслятором и наземным оборудованием (на фиг. 11 не показано) в интервале 0 - 1000 метров. Изменялось также взаимное расположение электрических диполей ретрансляторов относительно пласта с аномально низким УЭС (0,1 Омм) в интервале глубин 1000 - 2000 м и пласта с аномально высоким УЭС (1000 Омм) в интервале глубин 4000 -5000 м.
Для горизонтально-слоистых сред (интервалы глубин 0 - 1000 метров, 2000 - 4000 метров и 5000 - 7000 метров) скорости передачи определялись по зависимостям, приведенным на фиг.8, а для интервала глубин 1000 - 2000 метров с пластом низкого УЭС и интервала глубин 4000 - 5000 метров с пластом высокого УЭС - по зависимостям, приведенным на фиг.7 и фиг.5 соответственно.
В процессе оптимизации параметров линии связи было получено значение времени задержки сигнала, равное 14,28 секунд, что удовлетворяет заданному требованию при числе ретрансляторов равным 4.
На фиг.11 представлена оптимальная расстановка ретрансляторов относительно друг друга и пластов геоэлектрического разреза. В правой колонке для рассмотренных интервалов глубин приведены скорости передачи данных, время задержки сигнала на данном интервале глубин и суммарное время задержки.
Следует отметить, что скорость передачи данных в зависимости от интервала глубин меняется от 11 до 293 бит/с, что позволяет получить относительно небольшую для скважины глубиной 7000 метров временную задержку сигнала.
Также, учитывая, что скорость передачи N численно равна значению несущей частоты сигнала, как пояснялось выше, то эта информация
используется для задания значений несущих частот приемопередатчикам ретрансляторов и приемопередатчику забойных параметров устройства для мониторинга скважинных забойных параметров, как было описано выше.
Сравнение полученных результатов с результатами, которые могли быть получены для описанных условий способом и устройством - прототипом, выявило следующее:
- скорость передачи данных у прототипа для таких геоэлектрических условий составляет около 1 бит/с, поэтому задержка сигнала только в призабойной зоне в интервале глубин 5000- 7000 метров составило бы 96 секунд, что в 11 раз больше полученного нами результата;
- дальность связи у прототипа ограничивается в этих условиях 2000 - 2500 метров, что исключает возможность работы в глубоких скважинах;
- использование для устранения этих недостатков обсадных труб с электроизоляционным покрытием на протяженных участках ствола скважины было бы экономически нецелесообразно.
Таким образом, техническим результатом предлагаемых изобретений является создание системы связи с требуемыми информационными характеристиками: пропускной способностью, скоростью передачи данных, дальностью связи и другими.
Claims
1. Способ мониторинга скважинных забойных параметров в скважине, пробуренной в пластах горных пород и защищенной обсадными трубами, включающий установку в скважину приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов, размещенных на буровых трубах и функционирующих при помощи электромагнитных волн, создаваемых электрическими диполями, распространяющихся по линии связи, образованной обсадными и буровыми трубами, и окружающими скважину горными породами, к наземным приемной антенне и приемопередатчику, а также создание до установки приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов в скважину математической модели линии связи на основе информации о параметрах обсадных и буровых труб, электрических диполей и окружающих скважину горных пород, задание требуемых значений характеристик системы связи при мониторинге и выполнение математического моделирования линии связи, отличающийся тем, что математическое моделирование линии связи выполняют для всех ее участков: между приемопередатчиком забойных параметров и первым ретранслятором, между последующими ретрансляторами, между последним ретранслятором и наземной приемной антенной, в процессе математического моделирования определяют амплитудно-частотные характеристики каждого из участков линии связи, частотные полосы пропускания и значения несущих частот передачи сигналов, по этим данным рассчитывают текущие значения получаемых характеристик системы связи и сравнивают их с требуемыми, при расхождениях, превышающих заданные, изменяют параметры участков линии связи, оптимизируя их таким образом, чтобы текущие значения характеристик совпали с требуемыми значениями с заданной точностью, после чего производят установку в скважину приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов, создавая при этом линию связи, параметры участков
26
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
которой совпадают с определенными на последнем шаге математического моделирования параметрами участков линии связи, задают для приемопередатчика забойных параметров и каждого из ретрансляторов оптимальные значения несущих частот передачи сигналов и приступают к мониторингу скважинных забойных параметров.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение параметров участков линии связи осуществляют путем изменения длины, как минимум одного электрического диполя.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение параметров участков линии связи осуществляют путем изменения расстояний между соседними электрическими диполями.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение параметров участков линии связи осуществляют, изменяя взаимное расположение электрических диполей относительно пластов горных пород, например, с аномально низким и/или аномально высоким удельным электрическим сопротивлением, при этом длины электрических диполей для случая пластов с аномально низким удельным электрическим сопротивлением выбирают как минимум в 1,2 раза больше, чем толщина пласта.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение параметров участков линии связи осуществляют путем изменения диаметра используемых буровых труб, как минимум на одном из участков линии связи.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменение параметров участков линии связи осуществляют путем использования буровых труб из немагнитного металла как минимум на одном из участков линии связи.
7. Устройство для мониторинга скважинных забойных параметров в скважине, пробуренной в пластах горных пород и защищенной обсадными трубами, включающее приемопередатчик забойных параметров и ретрансляторы, содержащие электрические диполи, размещенные на
27
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
буровых трубах, имеющие элементы с электроизоляционным покрытием и функционирующие при помощи электромагнитных волн, создаваемых электрическими диполями, распространяющихся по линии связи, образованной обсадными и буровыми трубами, а также окружающими скважину горными породами, к наземному оборудованию, включающему приемную антенну и приемопередатчик, отличающееся тем, что каждый из ретрансляторов включает в себя приемопередатчик, электрический диполь, дешифратор адреса и команд, и управляемый формирователь несущих частот, помимо этого в приемопередатчик забойных параметров также введены дешифратор адреса и команд и управляемый формирователь несущих частот, а в состав наземного оборудования - формирователь команд.
8. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что электрические диполи приемопередатчика забойных параметров и ретрансляторов электрически не соединены с обсадными трубами и выполнены из буровых труб, предварительно покрытых снаружи слоем электроизоляционного материала, с возможностью изменения их длины за счет изменения количества используемых буровых труб с электроизоляционным покрытием, при этом длины электрических диполей для случая пластов с аномально низким удельным электрическим сопротивлением превышают толщину пластов более, чем в 1,2 раза.
28
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020118263 | 2020-06-03 | ||
| RU2020118263A RU2745858C1 (ru) | 2020-06-03 | 2020-06-03 | Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2021246899A1 true WO2021246899A1 (ru) | 2021-12-09 |
Family
ID=75353399
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2021/000111 WO2021246899A1 (ru) | 2020-06-03 | 2021-04-16 | Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2745858C1 (ru) |
| WO (1) | WO2021246899A1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6218959B1 (en) * | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
| RU2206739C2 (ru) * | 1998-10-23 | 2003-06-20 | Жеосервис С.А. | Способ и система передачи информации посредством электромагнитных волн |
| WO2015196278A1 (en) * | 2014-06-23 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Optimizing downhole data communication with at bit sensors and nodes |
| EA034155B1 (ru) * | 2013-09-05 | 2020-01-13 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Передача данных через электрически изолирующие переводники в бурильной колонне |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6727827B1 (en) * | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
| RU2273727C2 (ru) * | 2000-01-24 | 2006-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нефтяная скважина и способ работы ствола нефтяной скважины |
| ES2339361T3 (es) * | 2005-07-29 | 2010-05-19 | Prad Research And Development Limited | Metodo y aparato para transmitir o recibir informacion entre un equipo de fondo de pozo y la superficie. |
| EP2771544B8 (en) * | 2011-10-25 | 2018-10-24 | Baker Hughes, a GE company, LLC | High-speed downhole sensor and telemetry network |
| WO2015167933A1 (en) * | 2014-05-01 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
-
2020
- 2020-06-03 RU RU2020118263A patent/RU2745858C1/ru active
-
2021
- 2021-04-16 WO PCT/RU2021/000111 patent/WO2021246899A1/ru active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6218959B1 (en) * | 1997-12-03 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe downhole signal repeater |
| RU2206739C2 (ru) * | 1998-10-23 | 2003-06-20 | Жеосервис С.А. | Способ и система передачи информации посредством электромагнитных волн |
| EA034155B1 (ru) * | 2013-09-05 | 2020-01-13 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Передача данных через электрически изолирующие переводники в бурильной колонне |
| WO2015196278A1 (en) * | 2014-06-23 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Optimizing downhole data communication with at bit sensors and nodes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2745858C1 (ru) | 2021-04-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10961843B2 (en) | System and method for data telemetry among adjacent boreholes | |
| EP1953570B1 (en) | A downhole telemetry system | |
| CA2951157C (en) | Measuring while drilling systems, method and apparatus | |
| CA3014061C (en) | Sub-surface electromagnetic telemetry systems and methods | |
| US20090032303A1 (en) | Apparatus and method for wirelessly communicating data between a well and the surface | |
| US9863237B2 (en) | Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbore applications | |
| US11411298B2 (en) | Lower electrode extension for sub-surface electromagnetic telemetry system | |
| RU2745858C1 (ru) | Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления | |
| US9835025B2 (en) | Downhole assembly employing wired drill pipe | |
| WO2001065066A1 (en) | Wireless communication using well casing | |
| AU2014290732B2 (en) | Electromagnetic telemetry apparatus and methods for use in wellbores | |
| US10968735B2 (en) | Deviated production well telemetry with assisting well/drillship | |
| AU2019204540A1 (en) | Downhole communications using selectable frequency bands | |
| US11387537B2 (en) | Parallel coil paths for downhole antennas | |
| Chu et al. | Numerical investigation on signal transmission characteristic of electromagnetic measurement-while-drilling in underground coal mine |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 21817436 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 21817436 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |