BRPI0705503B1 - método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo - Google Patents
método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0705503B1 BRPI0705503B1 BRPI0705503A BRPI0705503A BRPI0705503B1 BR PI0705503 B1 BRPI0705503 B1 BR PI0705503B1 BR PI0705503 A BRPI0705503 A BR PI0705503A BR PI0705503 A BRPI0705503 A BR PI0705503A BR PI0705503 B1 BRPI0705503 B1 BR PI0705503B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- signal
- acoustic
- sensors
- noise
- sensor
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 7
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 8
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 6
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000009365 direct transmission Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 1
- 238000003872 feeding technique Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Reduction Or Emphasis Of Bandwidth Of Signals (AREA)
- Noise Elimination (AREA)
- Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo. a especificação descreve um método e aparelho para comunicar efetivamente dados ao longo de uma trajetória de transmissão acústica o método compreende a ação de atuar sobre um transmissor acústico para enviar um sinal de dados ao longo de uma trajetória de transmissão acústica, onde tal sinal resulta distorcido pelo ruído ambiente. o sinal distorcido é aplicado a uma pluralidade de sensores espaçados, de modo que os conseqúentes sinais atrasados em tempo reforcem o componente de sinal básico e atenuem o componente de ruído ambiente, quando combinados.
Description
(54) Título: MÉTODO DE TRANSMISSÃO DE DADOS EM UM AMBIENTE DE POÇO DE PETRÓLEO (51) lnt.CI.: G01K 11/18 (30) Prioridade Unionista: 04/12/2006 US 11/633,264 (73) Titular(es): HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC.
(72) Inventor(es): KEVIN D.FINK (85) Data do Início da Fase Nacional: 04/12/2007
1/15
MÉTODO DE TRANSMISSÃO DE DADOS EM UM AMBIENTE DE POÇO DE PETRÓLEO.
Campo da Invenção [001] A presente invenção se relaciona a um sistema para transmitir dados acústicos em um ambiente de poço de petróleo, mais particularmente ao uso de múltiplos sensores para reforçar o sinal transmitido e atenuar o ruido ambiente. Histórico da Invenção [002] Vem aumentando o interesse em transmitir sinais acústicos de/para locais em ambientes de poço de petróleo. A operação básica principal na transmissão de sinais acústicos em um meio tubular é transmitir ondas de pressão através de tubos ou colunas, ondas que viajam através do tubo ou coluna para um local remoto, onde transdutores detectam sinais, que então são interpretados por um equipamento receptor. Deste modo, dados e sinais são transmitidos em canais tubulares, tal como tubos, mecanicamente.
[003] No entanto, há problemas práticos para transmitir sinais acústicos. Quando uma tubulação, um tubo de perfuração, ou um revestimento são usados como canal de transmissão acústica, uma distorção de sinal significativa frequentemente ocorre devido às no canal, tal como conexões de rebordos. Adicionalmente, pode significava de atenuação e interferência associada ao sistema de fluido contido no furo de poço e ecos dos próprios similares acústicos dentro de um furo de poço. O receptor é submetido a um ruido a partir da superfície e de outras fontes externas, assim como do fluxo de fluido, e de outros ruídos presentes no canal acústico. Estes fatores interfaces ferramenta, haver uma refletivas anéis, ou quantidade
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 8/30
2/15 significativamente reduzem as condições em que a transmissão acústica pode ser usada. A transmissão acústica pode ser limitada pela distância da transmissão, número e tipo de rebordos nas colunas.
[004] Esforços para transmitir dados acusticamente efetivamente frequentemente focalizam um controle cuidadoso da frequência e largura de banda da transmissão, temporização da transmissão e duração da transmissão. A patente U.S. N° 3.252.225 depositada para Hixon e a patente U.S. N° 4.314.365 depositada para Petersen, ensinam uma seleção do comprimento de banda de transmissão com base nas características da tubulação, tal como comprimento das seções de tubo e o comprimento global da coluna. A patente U.S. N° 4.390.975 depositada para Shawhan propõe atrasar sucessivas transmissões acústicas de dados para permitir que as reflexões de transmissões anteriores se dissipem. Similarmente, a patente U.S. N° 5.020.132 depositada para Duckworth descreve uma execução de transmissões acústicas e dados somente em breves intervalos de tempo pré-selecionados para evitar uma distorção de dados. A patente U.S. N° 5.124.953 depositada para Grosso descreve a seleção de uma frequência de banda de passagem para transmissão de dados acústicos que melhor se correlacione à densidade espectral modelada e dimensionada da transmissão acústica. A patente U.S. N° 5.148.408 depositada para Matthews similarmente propõe testar e encontrar uma frequência ótima para uma transmissão acústica de dados que proporcione uma recepção mais eficiente de dados acústicos nas condições do poço. A patente de Matthews propõe realizar testes periódicos na transmissão de dados pela coluna da furação durante a
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 9/30
3/15 perfuração, encontrar uma frequência ótima para transmissão com base nas condições de coluna no instante de teste, e mudar a frequência de transmissão acústica de dados conforme necessário. A patente U.S. N° 4.562.559 depositada para Sharp et al propõe uma transmissão com fase variável tendo uma frequência mais larga para cobrir espaços nas frequências de banda de passagem. A patente U.S. N° 5.128.901 depositada para Drumeller propõe uma transmissão acústica de dados que se contraponha à interferência provocada pela coluna de furação para melhorar a transmissão de dados.
[005] Em alguns sistemas é possível modelar um canal de comunicação antes de o sistema ser colocado em serviço e projetar um transmissor acústico para compensar as distorções de canal. No entanto, em um poço de petróleo, complexidades do ambiente de transmissão acústica mudam constantemente, desafiando qualquer tentativa de projetar um transmissor acústico estático praticável. Um receptor incorporando um único sensor deve realizar toda a redução de ruído na aparelhagem eletrônica.
[006] A partir do descrito, fica aparente a necessidade de um método melhor para transmissão acústica de dados em um ambiente de poço de petróleo. Ademais seria desejável prover que tais métodos reforcem o sinal de controle básico e atenuem interferências indesejáveis. Se o ruído for muito alto, ele pode abafar o sinal disponível. Por conseguinte, seria particularmente desejável dispor de um método para reduzir o ruído antes de digitalizar o sinal, de modo a aumentar a faixa e confiabilidade da transmissão acústica de dados.
Sumário da Invenção
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 10/30
4/15 [007] A presente invenção descreve métodos e aparelhos para efetivamente comunicar dados ao longo de uma trajetória de transmissão acústica de um poço subterrâneo. O método compreende atuar um transmissor acústico para enviar um sinal de dados ao longo de um canal acústico, onde o sinal resulta distorcido pelo ruido ambiente. O sinal distorcido é inserido em uma pluralidade de sensores, a saida do sensor então resulta combinada. Atrasos de tempo, aplicados sos sinais antes ou depois de sensoreados, condicionam os sinais, de modo a reforçar o componente de sinal básico e atenuar o componente de ruido ambiente combinado.
[008] Em uma configuração preferida, um transmissor acústico convencional é usado junto com um arranjo de fase utilizando uma pluralidade de sensores. Os sensores são colocados em locais espaçados ao longo da coluna. A distância conhecida, pré-selecionada entre locais de sensores, é dividida pela velocidade da propagação acústica da frequência de sinal escolhida (f) para prover uma variação de tempo, ou atraso, que deve aplicada aos sinais acústicos medidos pelos sensores. Um sinal enviado a partir do transmissor, como pulso acústico, viaja ao longo da trajetória de transmissão acústica, onde é acompanhado e distorcido pelo ruido ambiente, e é sensoreado em intervalos espaçados por cada sensor. Assim, a combinação dos sinais de saida de sensor atrasados em tempo por soma ou multiplicação provê um sinal reforçado no receptor. No entanto, o ruído ambiente fora de frequência não é reforçado de maneira similar e resulta relativamente reduzido no receptor.
[009] Em uma outra configuração preferida que utiliza filtros espaciais, o transmissor é codificado para prover um
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 11/30
5/15 sinal de saída que resulta da soma de um sinal básico e a réplica atrasada em tempo daquele sinal transmitido. 0 atraso de tempo entre o sinal básico e cada sinal subsequente atrasado em tempo é igual ao tempo que o sinal leva para passar entre os sensores nos receptores. Resulta que o sinal básico chega no sensor mais distante, no mesmo tempo que cada sinal atrasado em tempo chega nos sensores mais próximos da fonte. Uma filtragem espacial resulta em um sinal transmitido reforçado e amplificado, enquanto a magnitude do ruído ambiente não correlacionado diminui.
[010] Em outra configuração preferida, a invenção utiliza técnicas adaptativas e sensores múltiplos para reduzir o efeito do ruído ambiente sobre a transmissão acústica de dados em um ambiente de poço de petróleo. Um sensor é adicionado à entrada do receptor para medir um ruído de referência para ajudar a cancelar ou pelo menos reduzir os efeitos do ruído ambiente nos receptor. O sensor para medir tipicamente pode ser retirado da trajetória de transmissão direta, em um local que emprega um sinal reduzido a partir do transmissor. Dá-se à referência de ruído um peso de frequência, que é subtraído do sinal medido de sensor. Os pesos de frequência produzem a resposta de frequência da trajetória de transmissão entre a referência de ruído e os sensores, e tipicamente aplicam um ganho e uma fase que mudam com a frequência. Técnicas adaptativas, tal como técnicas adaptativas de alimentação direta, podem ser utilizadas para prover uma adaptação a mudanças na trajetória de transmissão. Descrição Resumida dos Desenhos [011] Os desenhos anexos estão incorporados na sensores de entrada de o ruído de referência
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 12/30
6/15 especificação para ajudar a explicar a invenção. Os desenhos ilustram exemplos preferidos e alternativos de como a invenção pode ser executada e usada, mas sem limitar a invenção aos exemplos ilustrados e descritos. As várias vantagens e aspectos da invenção se tornarão aparentes em conexão com os desenhos. Nos quais:
a figura 1 mostra o arranjo geral de componentes de telemetria acústica em poços de petróleo;
a figura 2 é uma vista esquemática de um circuito de atraso de tempo que pode ser usado na presente invenção; a figura 3 é uma vista esquemática de uma primeira configuração preferida da presente invenção;
a figura 4 é uma vista esquemática de uma segunda configuração preferida da presente invenção; e a figura 5 é uma vista esquemática de uma terceira configuração preferida da presente invenção.
Descrição Detalhada da Invenção [012] A presente invenção mostra um método para reforçar um sinal acústico em um ambiente de poço de petróleo, enquanto provê a supressão de ruídos indesejáveis, e que é descrito a seguir com referência a desenhos que exemplificam como a invenção pode ser executada e usada. Nos desenhos, os caracteres de referência são usados nas diversas vistas para indicar componentes correspondentes. As configurações mostradas e descritas nesta têm caráter meramente exemplar. Alguns detalhes são bem conhecidos na técnica, e, assim, não serão mostrados, nem descritos.
[013] A figura 1 é uma vista representativa de um típico aparelho de perfuração subterrânea 10. O equipamento de furação 12 opera suportando uma coluna de furação 14.
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 13/30
7/15
A coluna de furação 14 e o furo de poço 28 compreendem um canal acústico ou trajetória de transmissão 15. A trajetória de transmissão acústica 15 pode incluir maiores ou menos elementos dependendo das operações de produção, teste, e furação em execução e pode incluir partes de poço ou ferramentas presentes em um dado momento. A coluna de furação 14 é constituída de seções de tubo 16 conectadas por juntas ferramentas 18. A coluna de furação 14 é usada em operações no furo de poço 28 e pode ser revestida ao longo de porções de seu comprimento. Dependendo das circunstâncias, a coluna de furação 14 pode incluir válvulas 30 e 32, vedações 34, sub-conjuntos, anéis, e outros elementos. O aparelho aqui descrito pode ser utilizado em qualquer operação de poço incluindo furação, teste, completação, e produção. A figura 1 mostra unidades de comunicação 20, 22, e 24 que podem ser colocadas sobre, dentro, ou próximas da coluna de furação 14, abaixo ou acima da superfície 26, como mostrado. As unidades de comunicação 20, 22, 24 podem ser utilizadas para transmitir e/ou receber sinais acústicos de ou para locais 28 dentro do furo de poço. Por exemplo, a unidade de comunicação 20 pode transmitir sinais acústicos utilizando os métodos descritos nesta para um receptor na unidade de comunicação 24 .
[014] A figura 2 é uma vista esquemática do circuito de um módulo de atraso de tempo constante analógico 33 usando um circuito integrado linear 35, que pode ser usado nas configurações descritas mais adiante. O sinal de entrada A é igual ao sinal de saída A’, mas atrasado de um certo período de tempo, determinado por valores selecionados de C e R. Este circuito pode ser adaptado para prover diferentes atrasos de
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 14/30
8/15 tempo, selecionando outros valores de R e C, onde o atraso de tempo é igual a 2RC. 0 circuito, como ilustrado, tem Rg e Rf, cada um deles com valor de 249 Ohms, um valor C de 63 pF, e um valor R de 953 Ohms, aplica um atraso de tempo constante de cerca de 0,5 milisegundos em uma dada frequência.
[015] O circuito de atraso de tempo pode ser utilizado para prover um atraso de tempo constante na frequência pretendida. Em um circuito analógico, o atraso de tempo constante pode ser realizado provendo uma extração (rolloff) linear em fase, à medida que a frequência aumenta. O circuito de atraso de tempo pode utilizar uma aproximação Pade de primeira ordem da Transformação Laplace de um atraso de tempo ideal. Aproximações Pade de ordens mais elevadas de Transformação Laplace podem ser usadas em uma resposta de frequência mais larga, se necessário, ou se requerida uma maior precisão.
[016] A figura 3 mostra uma configuração preferida da invenção utilizando um arranjo de fase para reduzir os efeitos de ruído ambiente em sinais transmitidos em um ambiente de poço de petróleo. Uma unidade de comunicação convencional 40 pode ser usada como transmissor junto com uma pluralidade de sensores 42a, 42b, 42c, 42d. Os sensores são colocados espaçados ao longo da trajetória de transmissão acústica 15. A frequência de sinal pode ser escolhida fora da faixa geral de ruído procedente de equipamentos de superfície e de outras fontes quer externas ou internas. A distância entre locais de sensor receptor 42 é pré-definida, e a velocidade de propagação acústica (Vp) da frequência de sinal escolhida (f) é conhecida. O atraso de tempo aplicado sobre os sinais medidos pelos sensores receptores 42 pode ser
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 15/30
9/15 calculado dividindo a distância entre os sensores 42 pela velocidade da transmissão acústica. Os sensores 42 são preferivelmente dispostos equidistantes, no entanto qualquer arranjo com distâncias conhecidas entre os sensores pode ser adequado. Três ou mais sensores geralmente são usados, e uma vez conhecida a razão de propagação acústica Vp em um meio acústico, como aço, o atraso de tempo aplicado aos sinais de saídas de sensor pode ser calculado.
[017] Um sinal enviado a partir do transmissor 40 como pulso acústico 50, s(t), viaja ao longo do canal de transmissão acústica 15 junto com e distorcido por ruído ambiente N(t). O pulso acústico 50 é sensoreado, junto com o ruído ambiente de canal N(t), por cada um dos sensores 42a, 42b, 42c, 42d. Uma vez que o sensor 4a está mais próximo do transmissor 40, seus sinais enviados para o receptor 40 são adiantados em relação aos sinais dos sensores 42b, 42c, 42d. Os sinais dos sensores 42 são ponderados com pesos de atraso de tempo 44. O atraso de tempo (dt) sendo determinado em função da distância entre os sensores 42. Preferivelmente, os sensores são espaçados equidistantes, simplificando a ponderação em múltiplos de (dt), tal como 2(dt), 3(dt), 4(dt),..., n(dt). No entanto, outros arranjos de sensores 42 podem ser usados. Os sensores atrasados em tempo são combinados 45, por multiplicação ou soma. O sinal combinado ou sinal recebido 48 é efetivamente filtrado contra ruído. Como o ruído ambiente N(t) é não-correlacionado, o ruído ambiente não é reforçado de modo similar e, portanto resulta relativamente reduzido no sinal de receptor 48. Um número maior de sensores pode ser usado para conseguir um reforço, se o sinal for ainda mais forte, sendo que o número de
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 16/30
10/15 sensores será limitado apenas por considerações práticas.
[018] A figura 4 é uma vista esquemática de uma segunda configuração preferida da presente invenção que utiliza filtros espaciais para reduzir os efeitos de ruido ambiente sobre uma transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo. Um arranjo de sensores 42a, 42b, 42c, 42d é empregado em um receptor 48 em locais espaçados ao longo do canal de transmissão acústica 15. Diferentemente do arranjo de fase dado acima, usando um filtro espacial o transmissor codifica o sinal de saida 50 ou s(t). O sinal de saida 50 ou s(t) do transmissor 40 é uma série 53 do sinal transmitido 50a ou s(t), variando as versões atrasadas em tempo da mesma 50b, 50c, 50d ou s(t+dt), s(t+2dt), s(t+3dt) respectivamente. Na prática os sinais atrasados são transmitidos com pequeno, mas suficiente, atraso de tempo, de modo que os sinais 50a, 50b, 50c, e 50d se sobrepõem de uma certa extensão. Quando os sinais se sobrepõem, a transmissão acústica é representada como a soma de sinais. O atraso de tempo entre os sinais é selecionado de modo a corresponder à distância entre o sensor de receptor 42, de modo que quando o primeiro sinal transmitido 50a chega no sensor 42 mais distante, os demais sinais enviados 50b, 50c, 50d também chegam no sensor correspondente, 42c, 42b, 42a, respectivamente.
[019] No exemplo dado acima, os sensores 42a, 42b, 42c, 42d são dispostos equidistantes, de modo que os atrasos de tempo dos sinais variantes 50b, 50c, 50d sejam simplesmente múltiplos de um mesmo atraso de tempo (dt) . Outros arranjos de sensores podem ser empregados com os atrasos de tempo entre os sinais 50 espaçados apropriadamente, de modo que os sinais transmitidos 50 cheguem nos correspondentes sensores
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 17/30
11/15 ao mesmo tempo.
[020] Durante a transmissão do sinal 50, o ruido ambiente N(t) no canal 15 é somado ao o sinal transmitido e interfere com o mesmo. Os sensores 42a, 42b, 42c, 42d no receptor 48 sensoreiam os sinais que chegam 50a, 50b, 50c, 50d. Os sinais recebidos 50a, 50b, 50c, 50d são então combinados 45, tipicamente por soma, no receptor para obter um sinal recebido resultante R(t) . A filtragem espacial do sinal transmitido resulta no reforço e amplificação do sinal. A magnitude do sinal transmitido aumenta linearmente com o número de sensores 42 usado no receptor 48. Entrementes, um ruido não-correlacionado, tal como ruido ambiente N(t), no canal acústico 15 é reduzido em amplitude por estar fora de frequência com o sinal transmitido 50. A magnitude do ruido não-correlacionado N(t) é reduzida de um pela raiz quadrada do número de sensores 42 no receptor 48. Ruidos nãocorrelacionados, tal como de ruido de bomba, areia, fluxo, etc. serão reduzido com o filtro espacial.
[021] Um problema derivado do uso de filtros espaciais é o fato de o potencial dos sinais transmitidos refletidos que chegam nos sensores 42 simular o sinal transmitido 50. Tais sinais refletidos são ruidos correlacionados. Se for usado um filtro espacial uniformemente ponderado, então os sinais de transmissão refletidos serão sensoreados igualmente com o sinal de transmissão pretendido 50. O sinal refletido será detectado, com certeza, no padrão reverso do sinal transmitido 50, ou seja, para um arranjo igualmente espaçado, o sinal 50a será recebido no sensor mais próximo do transmissor 40, simultaneamente à recepção dos sinais subsequentes 50b, 50c, 50d nos sensores 42b, 42c, 42d,
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 18/30
12/15 respectivamente .
[022] O problema dos sinais refletidos pode ser resolvido ponderando desigualmente os sinais transmitidos 50a, 50b,
50c, 50d. Com a ponderação desigual dos sinais 50a, 50b, 50c, 50d e dos sensores 42a, 42b, 42c, 42d, o sinal refletido não corresponde com o padrão do sinal transmitido. Em consequência, o filtro espacial pode ser usado para cancelar o sinal refletido. Por exemplo, os sensores 42a, 42b, 42c, 42d podem ser utilizados e o sinal transmitido enviado como sinais atrasados em tempo 50a, 50b, 50c, 50d. Os sensores 442a, 42b, 42c, 42d são ponderados (W) antes de combinar como [1 1 1 1] . Os sinais atrasados em tempo 50a, 50b, 50c, 50d, são ponderados por amplitude, antes da transmissão de acordo com o padrão [-1 1 1 1] . O sinal primário, sinais 50a, 50b, 50c, 50d, chegam simultaneamente nos sensores 42d, 42c, 42b, 42a. O sinal de saída medido do receptor 48 sendo dado pelo produto dos pesos de sensor [-1 1 11] e a amplitude ponderada de transmissão [-1 1 1 1] . O sinal medido resultante tem uma amplitude de 4, calculada como ((-lx-1) + (lxl) + (lxl) + (lxl)).
[023] O sinal refletido tem ponderação reversa e é cancelado efetivamente pela soma dos sinais de sensor ponderados. Usando o mesmo exemplo, o sinal refletido chega, de modo que os sinais 50a, 50b, 50c, 50d cheguem simultaneamente, nos sensores 42a, 42b, 42c, 42d. Assim, quando os sinais refletidos chegam nos sensores, o sinal de saída medido no receptor 48 é dado pelo produto de [-1 111] e os pesos de sensor [1 1 1 -1], para uma amplitude de sinal medido zero, calculado como:
((-lxl) + (lxl) + (lxl) + (-1x1)).
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 19/30
13/15 [024] Tal ponderação desigual do filtro espacial requer pelo menos três sensores e os correspondentes componentes de sinal para cancelar o sinal refletido por soma. Os pesos de sensor ou os pesos de transmissão podem ter diferentes magnitudes, que serão necessárias, se usado um receptor de 4 sensores. No entanto, não há nenhum limite superior teórico para o número de sensores utilizados no receptor. Aqueles habilitados na técnica deverão reconhecer que o mesmo resultado pode ser obtido com o uso de único sensor, recebendo uma série de sinais atrasados em tempo por soma de sinais atrasados em tempo no processador do receptor. Na verdade, pode ser aplicado um atraso de tempo em ambos, transmissor e receptor.
[025] A figura 5 mostra outra configuração preferida da invenção usando sensores múltiplos e um filtro adaptativo. A figura 5 mostra uma unidade de transmissão de comunicação 40, com o sinal acústico 50 enviado para o receptor distorcido por uma fonte de ruído indesejável N(t) que lhe foi acrescentada ao longo da trajetória de transmissão 15. Um filtro adaptativo usa um sensor de detecção de ruído 44 para medir um sensor de referência de ruído NR(t) e reduzir os efeitos do ruído ambiente sobre o receptor 48.
[026] Um sensor de referência de ruído 44 é acrescentado, tipicamente em algum lugar fora da trajetória de transmissão direta do sinal transmitido 50 ou entre o receptor 48 e a fonte de ruído. Um arranjo típico do sensor de referência de ruído inclui: acima da capa; abaixo do Kelly; acima dos injetores; ou em outros lugares que produzam um sinal reduzido a partir da unidade de comunicação 40. O sensor 44 sensoreia um sinal de ruído de referência NR(t), ao qual é
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 20/30
14/15 dado um peso de frequência (W) no processador de receptor e subtraído do sinal recebido do sensor 42. 0 peso de frequência (W) contribui para a resposta de frequência da trajetória de transmissão entre a referência de ruído e os sensores, e tipicamente aplica ganho e fase que mudam com a frequência. A soma 45 do sinal recebido do sensor 42 e o sensor de referência de ruído 44 resulta em um sinal de receptor R(t), que reduz efetivamente os efeitos de ruído ambiente no sinal transmitido 50.
[027] Técnicas padrão para calcular os pesos de frequência incluem modelagem numérica, medição da função de transferência, controle de alimentação direta adaptativo, e redes neurais. Técnicas alimentação direta são especialmente atraentes, por que se adaptam a mudanças de ruído ambiente ao longo da trajetória de transmissão.
[028] As técnicas descritas nesta podem ser utilizadas individualmente ou combinadas para uma efetiva redução de ruído. Ademais, as técnicas descritas na invenção ensinam técnicas de filtragem, e de atraso e ponderação de tempo. Deve ser aparente àqueles habilitados na técnica que outros procedimentos de filtragem, por exemplo, filtros de modo deslizante não-linear, espaço de estado, FIR, IIR, podem ser utilizados para produzir um sistema de telemetria mais avançado capaz de suprimir ruído.
[029] As configurações mostradas e descritas acima oferecem um caráter meramente exemplar. Não se reivindica que todos os detalhes, partes, elementos, e etapas descritos e mostrados tenham sido inventados na presente invenção. Ainda que muitas características e vantagens da invenção constem dos desenhos e no texto correspondente, a descrição deve ser
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 21/30
15/15 tomada apenas como ilustrativa.
[030] Mudanças poderão ser introduzidas nos detalhes, especialmente com respeito ao arranjo de partes ou etapas, dentro do escopo e princípios da invenção. A descrição e os desenhos dos exemplos dados acima não especificam o que seria infringir a presente patente, mas provêem pelo menos uma explicação de como utilizar e executar a invenção. Os limites da invenção e fronteiras de proteção à patente são delimitados e definidos nas reivindicações que se seguem.
Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 22/30
1/3
Claims (11)
- REIVINDICAÇÕES1. Método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo, caracterizado pelo fato de compreender as etapas:- prover um transmissor acústico e um receptor acústico, o transmissor e o receptor espaçados ao longo de um canal de transmissão acústica;- enviar um sinal acústico transmitido a partir do transmissor, em uma ou mais frequências escolhidas, ao longo do canal acústico, onde se soma ao ruído ambiente viajando ao longo do canal acústico;- prover pelo menos um sensor no receptor, para sensorear o sinal transmitido e o ruído ambiente no canal, o sensor provendo o correspondente sinal elétrico de saída;- prover um sensor de ruído de referência para sensorear o ruído ambiente no canal, o sensor de ruído de referência provendo um sinal elétrico de saída de referência de ruído;- combinar os sinais de saída para prover um sinal receptor, reduzindo o efeito do ruído ambiente sobre o sinal transmitido;- enviar uma pluralidade de sinais transmitidos a partir do transmissor, ao longo do canal acústico, onde os sinais transmitidos se somam ao ruído ambiente viajando ao longo do canal acústico;
- prover uma pluralidade de sensores espaçados no receptor, a pluralidade de sensores correspondendo à pluralidade de sinais transmitidos e espaçados ao longo do comprimento do canal acústico, de modo que os sinais transmitidos cheguem simultaneamente nos sensores correspondentes.- sensorear os sinais transmitidos e o ruído ambiente naPetição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 23/30 - 2/3 pluralidade de sensores, os sensores proporcionando sinais elétricos correspondentes de saída;- combinar os sinais de saída de sensor e o sinal de saída elétrico de referência para prover um sinal de receptor.2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o sinal a partir do sensor de ruído de referência ser ponderado.
- 3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de o peso aplicado ao sensor de ruído de referência ser reconfigurável.
- 4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender:- prover uma pluralidade de sensores espaçados no receptor, os sensores providos ao longo do canal acústico em um primeiro e pelo menos um local subsequente;- sensorear o sinal transmitido e o ruído ambiente na pluralidade de sensores, os sensores provendo o correspondente sinal elétrico de saída; e- combinar os sinais de saída dos sensores e o sinal de saída elétrico de referência para prover um sinal de receptor.
- 5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a trajetória de transmissão acústica ser provida em uma tubulação metálica de campo de petróleo.
- 6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a pluralidade de sensores compreender pelo menos três sensores espaçados.
- 7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de o sinal acústico ser transmitido em uma ou mais frequências selecionadas e a pluralidade de sensores seremPetição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 24/303/3 espaçados a uma distância maior que um décimo do comprimento de onda do sinal transmitido.
- 8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o sinal acústico ser transmitido em uma ou mais frequências selecionadas como um sinal primário e uma pluralidade de réplicas atrasadas em tempo do mesmo.
- 9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a ação de combinar os sinais de saída de sensor incluir multiplicar os sinais.
- 10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o sinal acústico ser transmitido em uma frequência selecionada, e adicionalmente compreender as etapas:- colocar um sensor de referência de ruído em um local próximo ao receptor;- sensorear o ruído ambiente no canal acústico no sensor de referência de ruído, o sensor de referência de ruído provendo um correspondente sinal elétrico;- ponderar o sinal elétrico de referência de ruído; e- combinar o sinal elétrico de referência de ruído com o sinal de saída de sensor medido.
- 11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de os pesos serem reconfiguráveis e adaptáveis, de modo a maximizar os sinais acústicos e minimizar o ruído acústico.Petição 870180059538, de 10/07/2018, pág. 25/301/4
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR122018014065-8A BR122018014065B1 (pt) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | Método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/633,264 US7508734B2 (en) | 2006-12-04 | 2006-12-04 | Method and apparatus for acoustic data transmission in a subterranean well |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0705503A2 BRPI0705503A2 (pt) | 2009-04-28 |
| BRPI0705503B1 true BRPI0705503B1 (pt) | 2018-10-09 |
| BRPI0705503B8 BRPI0705503B8 (pt) | 2018-11-27 |
Family
ID=39183207
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0705503A BRPI0705503B8 (pt) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo |
| BR122018014065-8A BR122018014065B1 (pt) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | Método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR122018014065-8A BR122018014065B1 (pt) | 2006-12-04 | 2007-12-04 | Método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7508734B2 (pt) |
| EP (1) | EP1930542A3 (pt) |
| AR (2) | AR064033A1 (pt) |
| BR (2) | BRPI0705503B8 (pt) |
| CA (3) | CA2612698C (pt) |
| MX (1) | MX2007015250A (pt) |
| MY (1) | MY145502A (pt) |
| NO (2) | NO343081B1 (pt) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7768423B2 (en) * | 2006-04-11 | 2010-08-03 | XAct Dowhole Telemetry Inc. | Telemetry transmitter optimization via inferred measured depth |
| US7817061B2 (en) * | 2006-04-11 | 2010-10-19 | Xact Downhole Telemetry Inc. | Telemetry transmitter optimization using time domain reflectometry |
| US7508734B2 (en) * | 2006-12-04 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acoustic data transmission in a subterranean well |
| US20100013663A1 (en) | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
| US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
| GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
| WO2012048192A2 (en) * | 2010-10-07 | 2012-04-12 | Schlumberger Canada Limited | Ultrasonic telemetry and power transmission through subsea riser casing wall |
| US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
| EP2686710A2 (en) * | 2011-04-01 | 2014-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved time-based processing of broadband borehole acoustic data |
| US9418647B2 (en) | 2012-06-07 | 2016-08-16 | California Institute Of Technology | Communication in pipes using acoustic modems that provide minimal obstruction to fluid flow |
| CA2881648A1 (en) * | 2012-08-29 | 2014-03-06 | Schlumberger Canada Limited | System and method for downhole signal enhancement |
| US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
| US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
| US9726009B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
| EP2971500A4 (en) * | 2013-03-12 | 2016-11-23 | Xact Downhole Telemetry Inc | ACOUSTIC RECEIVER FOR USE ON A DRILLING TRACK |
| US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
| US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
| US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
| US9719346B2 (en) | 2013-07-15 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communicating acoustically |
| US9994846B2 (en) | 2013-10-25 | 2018-06-12 | Regulus Therapeutics Inc. | MicroRNA compounds and methods for modulating miR-21 activity |
| WO2015117051A1 (en) * | 2014-01-31 | 2015-08-06 | Schlumberger Canada Limited | Monitoring of equipment associated with a borehole/conduit |
| AU2014412711B2 (en) | 2014-11-25 | 2018-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
| US10359525B2 (en) * | 2015-09-09 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to image acoustic sources in wellbores |
| WO2017065805A1 (en) | 2015-10-16 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring lengths of resizable elements downhole |
| US10253622B2 (en) * | 2015-12-16 | 2019-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission across downhole connections |
| EP3507450A4 (en) * | 2016-09-01 | 2020-09-23 | Cameron Technologies Limited | SYSTEMS AND METHODS FOR OPTIMIZING THE WORKING ENVIRONMENT IN A DRILLING CONTROL ROOM |
| US11215044B2 (en) | 2017-03-03 | 2022-01-04 | Cold Bore Technology Inc. | Adaptive noise reduction for event monitoring during hydraulic fracturing operations |
| AU2018405194B2 (en) | 2018-01-26 | 2023-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable well assemblies and devices |
| GB2598476B (en) | 2019-03-29 | 2023-01-25 | Halliburton Energy Services Inc | Accessible wellbore devices |
| US11674380B2 (en) * | 2021-08-24 | 2023-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Smart retrievable service packers for pressure testing operations |
| WO2024129655A1 (en) * | 2022-12-12 | 2024-06-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-channel acoustic receiver for acoustic communication network |
Family Cites Families (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US325225A (en) * | 1885-08-25 | Electric-current meter | ||
| US3252225A (en) | 1962-09-04 | 1966-05-24 | Ed Wight | Signal generator indicating vertical deviation |
| US3881168A (en) * | 1973-12-11 | 1975-04-29 | Amoco Prod Co | Seismic velocity determination |
| US4390975A (en) * | 1978-03-20 | 1983-06-28 | Nl Sperry-Sun, Inc. | Data transmission in a drill string |
| US4314365A (en) * | 1980-01-21 | 1982-02-02 | Exxon Production Research Company | Acoustic transmitter and method to produce essentially longitudinal, acoustic waves |
| US4562559A (en) * | 1981-01-19 | 1985-12-31 | Nl Sperry Sun, Inc. | Borehole acoustic telemetry system with phase shifted signal |
| US4692909A (en) * | 1984-06-29 | 1987-09-08 | Amoco Corporation | Adaptive seismic signal processor |
| US4964087A (en) * | 1986-12-08 | 1990-10-16 | Western Atlas International | Seismic processing and imaging with a drill-bit source |
| NO166903C (no) * | 1987-06-02 | 1991-09-11 | Geco As | Fremgangsmaate ved vertikal seismisk profilering (vsp). |
| US5128901A (en) * | 1988-04-21 | 1992-07-07 | Teleco Oilfield Services Inc. | Acoustic data transmission through a drillstring |
| US4878206A (en) * | 1988-12-27 | 1989-10-31 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for filtering noise from data signals |
| US5130951A (en) * | 1990-08-08 | 1992-07-14 | Atlantic Richfield Company | Method for reducing noise effects in acoustic signals transmitted along a pipe structure |
| US5148408A (en) * | 1990-11-05 | 1992-09-15 | Teleco Oilfield Services Inc. | Acoustic data transmission method |
| US5050132A (en) * | 1990-11-07 | 1991-09-17 | Teleco Oilfield Services Inc. | Acoustic data transmission method |
| US5124953A (en) * | 1991-07-26 | 1992-06-23 | Teleco Oilfield Services Inc. | Acoustic data transmission method |
| US5146433A (en) * | 1991-10-02 | 1992-09-08 | Anadrill, Inc. | Mud pump noise cancellation system and method |
| US5293937A (en) * | 1992-11-13 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Acoustic system and method for performing operations in a well |
| GB2273359B (en) * | 1992-12-12 | 1997-01-15 | Schlumberger Ltd | Method for improving signal to noise ratio |
| US5448531A (en) * | 1994-05-05 | 1995-09-05 | Western Atlas International | Method for attenuating coherent noise in marine seismic data |
| US5490121A (en) * | 1994-08-17 | 1996-02-06 | Halliburton Company | Nonlinear equalizer for measurement while drilling telemetry system |
| US6384738B1 (en) * | 1997-04-07 | 2002-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure impulse telemetry apparatus and method |
| US5886303A (en) * | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
| GB2337591B (en) * | 1998-05-20 | 2000-07-12 | Geco As | Adaptive seismic noise and interference attenuation method |
| FR2787201B1 (fr) * | 1998-12-14 | 2001-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif d'acquisition synchronisee de signaux sismiques |
| US6246962B1 (en) * | 1999-05-28 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for adaptively filtering noise to detect downhole events |
| US6370082B1 (en) * | 1999-06-14 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry system with drilling noise cancellation |
| US6434084B1 (en) * | 1999-11-22 | 2002-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive acoustic channel equalizer & tuning method |
| US6583729B1 (en) * | 2000-02-21 | 2003-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High data rate acoustic telemetry system using multipulse block signaling with a minimum distance receiver |
| US6449560B1 (en) * | 2000-04-19 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging with multiwave processing utilizing a reduced propagator matrix |
| BR0106104B1 (pt) * | 2000-05-08 | 2013-08-06 | mÉtodo para reduÇço de ruÍdo num sinal de telemetria medido | |
| JP4815661B2 (ja) * | 2000-08-24 | 2011-11-16 | ソニー株式会社 | 信号処理装置及び信号処理方法 |
| US6933856B2 (en) * | 2001-08-02 | 2005-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive acoustic transmitter controller apparatus and method |
| US6657597B2 (en) * | 2001-08-06 | 2003-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional signal and noise sensors for borehole electromagnetic telemetry system |
| US6781520B1 (en) * | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Motion sensor for noise cancellation in borehole electromagnetic telemetry system |
| US6781521B1 (en) * | 2001-08-06 | 2004-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filters for canceling multiple noise sources in borehole electromagnetic telemetry system |
| US7053787B2 (en) * | 2002-07-02 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Slickline signal filtering apparatus and methods |
| US7260163B2 (en) * | 2002-08-09 | 2007-08-21 | Freescale Semiconductor, Inc. | Noise blanker using an adaptive all-pole predictor and method therefor |
| US7061932B2 (en) * | 2002-11-06 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Code-division multiple-access (CDMA) wireline telemetry system |
| US6998999B2 (en) * | 2003-04-08 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid piezoelectric and magnetostrictive actuator |
| US7234519B2 (en) * | 2003-04-08 | 2007-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring |
| US7400262B2 (en) * | 2003-06-13 | 2008-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US7158446B2 (en) * | 2003-07-28 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional acoustic telemetry receiver |
| US7063146B2 (en) * | 2003-10-24 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for processing signals in a well |
| US20050107079A1 (en) * | 2003-11-14 | 2005-05-19 | Schultz Roger L. | Wireless telemetry systems and methods for real time transmission of electromagnetic signals through a lossy environment |
| US7068183B2 (en) * | 2004-06-30 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill string incorporating an acoustic telemetry system employing one or more low frequency acoustic attenuators and an associated method of transmitting data |
| US7210555B2 (en) * | 2004-06-30 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low frequency acoustic attenuator for use in downhole applications |
| US7339494B2 (en) * | 2004-07-01 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry transceiver |
| US8544564B2 (en) * | 2005-04-05 | 2013-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless communications in a drilling operations environment |
| US7301473B2 (en) * | 2004-08-24 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Receiver for an acoustic telemetry system |
| US7434630B2 (en) * | 2004-10-05 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface instrumentation configuration for drilling rig operation |
| US7324010B2 (en) * | 2004-11-09 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry systems and methods with surface noise cancellation |
| US20060132327A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Two sensor impedance estimation for uplink telemetry signals |
| US7348893B2 (en) * | 2004-12-22 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole communication and measurement system |
| US7480207B2 (en) * | 2006-01-16 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filtering and detection of telemetry |
| US7609169B2 (en) * | 2006-08-31 | 2009-10-27 | Precision Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry apparatus and methods for minimizing cyclical or synchronous noise |
| US7508734B2 (en) * | 2006-12-04 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acoustic data transmission in a subterranean well |
-
2006
- 2006-12-04 US US11/633,264 patent/US7508734B2/en active Active
-
2007
- 2007-11-28 CA CA2612698A patent/CA2612698C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-28 EP EP07254601.3A patent/EP1930542A3/en not_active Withdrawn
- 2007-11-28 CA CA2838115A patent/CA2838115C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-28 CA CA2729349A patent/CA2729349C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-29 AR ARP070105309A patent/AR064033A1/es active IP Right Grant
- 2007-11-29 NO NO20076166A patent/NO343081B1/no unknown
- 2007-11-30 MY MYPI20072144A patent/MY145502A/en unknown
- 2007-12-03 MX MX2007015250A patent/MX2007015250A/es active IP Right Grant
- 2007-12-04 BR BRPI0705503A patent/BRPI0705503B8/pt active IP Right Grant
- 2007-12-04 BR BR122018014065-8A patent/BR122018014065B1/pt active IP Right Grant
-
2008
- 2008-12-03 US US12/256,352 patent/US8472282B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-02-16 US US13/028,733 patent/US9030913B2/en active Active
-
2014
- 2014-05-05 AR ARP140101824A patent/AR096177A2/es active IP Right Grant
-
2018
- 2018-05-02 NO NO20180630A patent/NO344541B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0705503B8 (pt) | 2018-11-27 |
| US9030913B2 (en) | 2015-05-12 |
| EP1930542A3 (en) | 2017-11-15 |
| BRPI0705503A2 (pt) | 2009-04-28 |
| EP1930542A2 (en) | 2008-06-11 |
| BR122018014065B1 (pt) | 2019-04-16 |
| MY145502A (en) | 2012-02-29 |
| MX2007015250A (es) | 2009-02-20 |
| NO20076166L (no) | 2007-10-15 |
| AR096177A2 (es) | 2015-12-09 |
| US7508734B2 (en) | 2009-03-24 |
| NO20180630A1 (no) | 2008-06-05 |
| NO343081B1 (no) | 2018-10-29 |
| CA2838115C (en) | 2015-05-26 |
| US8472282B2 (en) | 2013-06-25 |
| US20080130412A1 (en) | 2008-06-05 |
| US20110199859A1 (en) | 2011-08-18 |
| US20090073809A1 (en) | 2009-03-19 |
| NO344541B1 (no) | 2020-01-27 |
| CA2838115A1 (en) | 2008-06-04 |
| CA2729349A1 (en) | 2008-06-04 |
| CA2729349C (en) | 2014-03-18 |
| CA2612698C (en) | 2011-04-19 |
| AR064033A1 (es) | 2009-03-04 |
| CA2612698A1 (en) | 2008-06-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0705503B1 (pt) | método de transmissão de dados em um ambiente de poço de petróleo | |
| US7675814B2 (en) | Method and apparatus for generating acoustic signals with a single mode of propagation | |
| US6370082B1 (en) | Acoustic telemetry system with drilling noise cancellation | |
| NO338170B1 (no) | Retningsbestemt akustisk telemetrianordning og fremgangsmåte for telemetri via borestrengen | |
| GB2372327A (en) | Well logging tool | |
| CA2649486C (en) | Ultrasonic logging methods and apparatus for automatically calibrating measures of acoustic impedance of cement and other materials behind casing | |
| MXPA04006579A (es) | Herramienta acustica para el registro de datos que tiene una fuente programable en forma de ondas. | |
| WO2011097432A2 (en) | Downhole sonic logging tool including irregularly spaced receivers | |
| NO339069B1 (no) | Loggeverktøy for bruk i et borehull og fremgangsmåte for å kalibrere det for drift | |
| GB2466899B (en) | Real time completion monitoring with acoustic waves | |
| SA516371892B1 (ar) | القياس متعدد الأطوار باستخدام التصوير المقطعي بالموجات فوق الصوتية والنزف الدوامي | |
| US20100315900A1 (en) | Method and apparatus for high resolution sound speed measurements | |
| CA2549058C (en) | Methods and systems for calibrating acoustic receivers | |
| WO2021242262A9 (en) | Densitometer with tension measuring device for increased accuracy | |
| GB2446914A (en) | MWD Mud Pulse Telemetry Reflection Cancellation | |
| WO2021242264A9 (en) | Densitometer with reduced sensitivity to pressure | |
| WO2021242260A9 (en) | Densitometer with dissimilar tube and clamp materials | |
| NO334639B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for å bestemme resistivitet for en formasjon som omgir en fôret brønn | |
| US20180087987A1 (en) | Process transmitter isolation unit compensation | |
| AU2010260059B2 (en) | Self-stabilizing dynamic diaphragm for broad bandwidth acoustic energy source | |
| NO172359B (no) | Fremgangsmaate og apparat for bestemmelse av egenskaper hos materiale bak foringsroer i broennhull | |
| WO2021050035A1 (en) | Acoustic sensor self-induced interference control | |
| WO2010141014A1 (en) | Systems and methods for acoustically measuring bulk density | |
| SEG standards for specifying marine seismic energy sources et al. | Special report of the SEG technical standards committee |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B03A | Publication of an application: publication of a patent application or of a certificate of addition of invention | ||
| B07A | Technical examination (opinion): publication of technical examination (opinion) | ||
| B09A | Decision: intention to grant | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 09/10/2018, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
| B16C | Correction of notification of the grant |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 09/10/2018, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. (CO) REFERENTE A RPI 2492 DE 09/10/2018, QUANTO AO NOME DOS INVENTORES. |