Title:
Tellurisches Referenzieren zur Verbesserung der elektromagnetischen Telemetrie
Kind Code:
T5


Abstract:

Es wird ein elektromagnetisches (EM) Telemetriesystem mit tellurischer Referenzierung zur Verwendung mit Bohrlochausrüstung beschrieben. Ausführungsformen eines EM-Telemetriesystems mit tellurischer Referenzierung beinhalten einen Bohrlochsendeempfänger, der einen Sender für codierte Signale umfasst, einen Bohrlochsensor, der zur Überwachung der Bohrlochausrüstung angeordnet ist, wobei der Bohrlochsensor mit dem Sender gekoppelt ist, einen Empfänger für codierte Signale, einen Referenzempfänger, der von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet ist und in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht, und ein tellurisches Spannungsmodul, das mit einem von dem Empfänger für codierte Signale und dem Referenzempfänger gekoppelt ist. Das tellurische Spannungsmodul steht in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale und dem Referenzempfänger, um ein codiertes Signal bzw. ein Referenzsignal zu empfangen, das tellurisches Rauschen beinhalten kann. Das tellurische Spannungsmodul synchronisiert das codierte Signal und das Referenzsignal, subtrahiert das Referenzsignal aus dem codierten Signal und gibt ein Signal aus, das frei von tellurischem Rauschen ist. embedded image




Inventors:
Wilson, Glenn Andrew (Singapore, SG)
Cooper, Paul Andrew, Tex. (Humble, US)
Application Number:
DE112016003528T
Publication Date:
04/19/2018
Filing Date:
08/03/2016
Assignee:
HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. (Tex., Houston, US)
International Classes:



Attorney, Agent or Firm:
HOFFMANN - EITLE Patent- und Rechtsanwälte PartmbB, 81925, München, DE
Claims:
Elektromagnetisches (EM) Telemetriesystem zur Verwendung mit Bohrlochausrüstung, wobei das System Folgendes umfasst:
einen Bohrlochsendeempfänger, der einen Sender für codierte Signale umfasst;
einen Bohrlochsensor, der zur Überwachung der Bohrlochausrüstung angeordnet ist; einen Empfänger für codierte Signale,
einen Referenzempfänger, der von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet ist und in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht, und
ein tellurisches Spannungsmodul, das mit einem von dem Empfänger für codierte Signale oder dem Referenzempfänger gekoppelt ist.

System nach Anspruch 1, wobei der Bohrlochsensor mit dem Sender gekoppelt ist.

System nach Anspruch 2, wobei der Empfänger für codierte Signale und der Referenzempfänger an die Oberfläche angrenzend angeordnet sind.

System nach Anspruch 3, wobei der Sensor aus der Gruppe bestehend aus Temperatursensoren, Drucksensoren, Dehnungssensoren, ph-Wert-Sensoren, Dichtesensoren, Viskositätssensoren, Sensoren für die chemische Zusammensetzung, Radioaktivitätssensoren, Widerstandssensoren, akustischen Sensoren, Potenzialsensoren, mechanischen Sensoren, NMR-Aufzeichnungssensoren, Schwerkraftsensor, einem Drucksensor, Fixlängenliniensensor, optischen Spurführungssensor, einem Fluidmesssensor, einem Beschleunigungsintegrationssensor, einem Geschwindigkeitszeitablaufsensor, einem Wegstreckenzähler, einem Magnetmerkmalspurverfolgungssensor, einem Optikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Elektromerkmalspurverfolgungssensor, einem Akustikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Koppelnavigationssensor, einem Formationssensor, einem Ausrichtungssensor, einer Art Impedanzsensor und einem Durchmessersensor ausgewählt ist.

System nach Anspruch 4, wobei der Referenzempfänger über einen drahtlosen Kommunikationssender in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht.

System nach Anspruch 4, wobei der Referenzempfänger über ein Kabel in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht.

System nach Anspruch 5, wobei der Referenzempfänger ungefähr 10 km von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet ist.

System nach Anspruch 7, wobei der Empfänger für codierte Signale mit einer Gegenelektrode gekoppelt ist.

System nach Anspruch 8, wobei die Gegenelektrode eine galvanische Elektrode beinhaltet.

System nach Anspruch 8, wobei die Gegenelektrode eine kapazitive Elektrode beinhaltet.

System nach Anspruch 8, ferner umfassend ein codiertes Signal, das Sensorinformationen in Bezug auf die Bohrlochausrüstung umfasst.

System nach Anspruch 11, wobei das codierte Signal unter Verwendung von mindestens einem von Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung, Mehrtonverfahren und orthogonalem Frequenzmultiplexverfahren codiert wird.

System nach Anspruch 11, ferner umfassend ein Referenzsignal, das Sensorinformationen in Bezug auf einen tellurischen Strom umfasst.

System nach Anspruch 13, wobei das Referenzsignal auf Grundlage einer Stärke und Richtung eines Magnetfelds bestimmt wird, das von dem tellurischen Strom induziert wird.

System nach Anspruch 13, wobei das Referenzsignal auf Grundlage der Stärke und Richtung des Magnetfelds in einer zweidimensionalen Ebene bestimmt wird, die parallel zu einer Erdoberflächenebene verläuft.

System nach Anspruch 14, wobei der Referenzempfänger mit einem gekreuzten Paar Magnetfeldsensoren gekoppelt ist.

Verfahren zum Empfangen von Informationen von einem Bohrlochsendeempfänger, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:
Empfangen eines codierten Signals, das an einer ersten Position gemessen wird;
Empfangen eines Referenzsignals, wobei das Referenzsignal gleichzeitig mit dem codierten Signal an einer zweiten Position gemessen wird, die von der ersten Position beabstandet ist;
Beseitigen von tellurischem Rauschen in dem codierten Signal unter Verwendung des Referenzsignals; und
Wiederherstellen der Informationen von dem codierten Signal.

Verfahren nach Anspruch 17, ferner umfassend das Synchronisieren der codierten Daten mit dem Referenzsignal unter Verwendung von Synchronisierung mittels GPS (globales Positionsbestimmungssystem).

Verfahren nach Anspruch 17, ferner umfassend das Multiplizieren des Referenzsignals mit einem Impedanztensor und Skalieren des Referenzsignals mit einer Entfernung zwischen der Oberflächenanordnung und einem Bohrlochkopf, um ein tellurisches Spannungssignal zu bestimmen.

Verfahren nach Anspruch 19, ferner umfassend das Subtrahieren des tellurischen Spannungssignals von dem codierten Signal, um tellurisches Rauschen in dem codierten Signal zu beseitigen.

Description:
HINTERGRUND DER OFFENBARUNGVerwandte Anmeldung

Es wird die Priorität der am 3. August 2015 eingereichten vorläufigen US-Anmeldung mit der Nr. 62/200,425 beansprucht, deren gesamter Inhalt hiermit durch die Bezugnahme in die vorliegende Anmeldung aufgenommen wird.

Gegenstand der Offenbarung

Die Offenbarung bezieht sich im Allgemeinen auf Systeme und Verfahren zur elektromagnetischen (EM) Telemetrie. Die Offenbarung bezieht sich im Besonderen auf tellurisches Referenzieren für EM-Telemetrie während Vorgängen zum Bohren, Messen während des Bohrens (MWD) und/oder Aufzeichnen während des Bohrens (LWD).

Allgemeiner Stand der Technik

Elektromagnetische (EM) Telemetrie ist ein Verfahren zum Übertragen von einer Bohrlochgarnitur (BHA) zur Oberfläche eines Bohrlochs bei Bohranwendung. Zum Beispiel kann die Fähigkeit, Daten zur Bohrdynamik zu senden und zu empfangen, ein schnelleres Bohren ermöglichen kann, während die Fähigkeit, Daten zur Formationsbewertung zu senden und zu empfangen, wie zum Beispiel Daten zum Messen während des Bohrens (MWD, Measurement-While-Drilling) und/oder Aufzeichnen während des Bohrens (LWD, Logging-While-Drilling), eine akkurate Platzierung im Bohrloch ermöglichen kann, um den Wert der Lagerstädte zu maximieren. EM-Telemetriesysteme werden typischerweise bei Frequenzen zwischen 1 und 50 Hz mit Datenraten, die nominal zwischen 3 und 12 bps liegen, von einer begrenzten Anzahl von Kommunikationskanälen betrieben.

Wie bei vielen Kommunikationstechniken besteht ein Ziel der EM-Telemetrie darin, robuste codierte Kommunikationssignale und hohe Datenraten bei Vorhandensein von Rauschen bereitzustellen. Die in EM-Telemetriesystemen verwendeten Kommunikationssignale können durch ein Signal-Rausch-Verhältnis (SNR) gekennzeichnet sein, das sich aus dem Verhältnis zwischen der Stärke des Kommunikationssignals und der Stärke des Rauschsignals ergibt. Im Allgemeinen entspricht das Verbessern des SNR einer verbesserten Genauigkeit einer Kommunikationstechnik, die verwendet werden kann, um Kommunikationssysteme mit höheren effektiven Datenraten, mehr Kanälen, geringeren Bitfehlerraten und/oder dergleichen zu konzipieren.

Eine Rauschquelle in EM-Telemetriesystemen ist tellurisches Rauschen. Es ist bekannt, dass geomagnetische Pulsationen tellurische Ströme in der Erde von mHz- bis Hz-Frequenzbändern induzieren und dass atmosphärische Quellen (z. B. Blitz und/oder atmosphärische Impulsstrahlung) tellurische Ströme über dem Hz-Band induzieren. Es ist tatsächlich bekannt, dass die Amplitude der tellurischen Ströme reziprok zu der Frequenz steigt. Tellurische Ströme induzieren elektromagnetische Felder, die von dem Empfänger von EM-Telemetriesystemen als Rauschen gemessen werden. Das tellurische Rauschsignal verschlechtert somit das SNR herkömmlicher EM-Telemetriesysteme. Dementsprechend besteht ein Bedarf an einem System und Verfahren zum Verbessern des SNR von EM-Telemetriesystemen. Insbesondere besteht ein Bedarf an einem System und Verfahren zum Verbessern des SNR von EM-Telemetriesystemen bei Vorhandensein von tellurischem Rauschen.

Figurenliste

Verschiedene Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind anhand der nachstehenden detaillierten Beschreibung und der beigefügten Zeichnungen verschiedener Ausführungsformen der Offenbarung besser verständlich. In den Zeichnungen stehen gleiche Bezugszeichen für identische oder funktionell ähnliche Elemente. Nachfolgend werden Ausführungsformen detailliert mit Bezug auf die begleitenden Figuren beschrieben, wobei:

  • 1 eine Draufsicht eines landbasierten Bohrsystems ist, das ein EM-Telemetriesystem der Offenbarung beinhaltet;
  • 2 eine Draufsicht eines meeresbasierten Fördersystems ist, das ein EM-Telemetriesystem der Offenbarung beinhaltet;
  • 3 eine Draufsicht eines Bohrlochsendeempfängers eines EM-Telemetriesystems der Offenbarung ist;
  • 4 eine Draufsicht einer Oberflächenanordnung eines EM-Telemetriesystems der Offenbarung ist;
  • 5 eine Draufsicht einer Referenzanordnung eines EM-Telemetriesystems der Offenbarung ist;
  • 6 ein Ablaufdiagramm eines EM-Telemetrieverfahrens unter Verwendung tellurischer Referenzierung ist; und
  • 7 ein Blockdiagramm eines EM-Telemetriesystems der Offenbarung ist.

Detaillierte Beschreibung der Offenbarung

Die Offenbarung kann Bezugszeichen und/oder Buchstaben in den verschiedenen Beispielen oder Figuren wiederholen. Diese Wiederholung dient der Einfachheit und Verständlichkeit und schreibt an sich keine Beziehung zwischen den verschiedenen erörterten Ausführungsformen und/oder Ausgestaltungen vor. Ferner können räumlich relative Ausdrücke wie unterhalb, unter, unteres, über, oberes, lochaufwärts, lochabwärts, stromaufwärts, stromabwärts und dergleichen hier zur Vereinfachung der Beschreibung verwendet werden, um das Verhältnis eines Elements oder Merkmals zu (einem) anderen Element(en) oder Merkmal(en) wie veranschaulicht zu beschreiben, wobei die Aufwärtsrichtung in Richtung der Oberseite der entsprechenden Figur und die Abwärtsrichtung in Richtung der Unterseite der entsprechenden Figur zu verstehen ist, wobei die Lochaufwärtsrichtung in Richtung der Oberfläche des Bohrlochs, die Lochabwärtsrichtung in Richtung des Fußes des Bohrlochs zu verstehen ist. Sofern nicht etwas anderes angegeben ist, sollen die räumlich relativen Ausdrücke unterschiedliche Ausrichtungen der verwendeten oder betriebenen Vorrichtung zusätzlich zu der in den Figuren dargestellten Ausrichtung umfassen. Beispielsweise wären, wenn eine Vorrichtung in den Figuren umgedreht wird, Elemente, die als „unter“ oder „unterhalb“ anderer Elementen oder Merkmalen beschrieben sind, dann „oberhalb“ der anderen Elemente oder Merkmale ausgerichtet. Dementsprechend kann der beispielhafte Ausdruck „unter“ sowohl eine Ausrichtung „über“ als auch „unter“ umfassen. Die Vorrichtung kann anderweitig ausgerichtet sein (um 90 Grad gedreht oder mit anderen Ausrichtungen) und die hier verwendeten räumlich relativen beschreibenden Elemente können ebenfalls entsprechend interpretiert werden.

Darüber hinaus liegt für den Fachmann auf der Hand, dass wenngleich eine Figur ein horizontales Bohrloch oder ein vertikales Bohrloch darstellen kann, wenn nicht etwas anderes angegeben ist, die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Offenbarung ebenso gut zur Verwendung in Bohrlöchern geeignet sein kann, die andere Ausrichtungen haben, einschließlich vertikaler Bohrlöcher, schräger Bohrlöcher, Mutlilateral-Bohrlöcher oder dergleichen. Außerdem liegt für den Fachmann auf der Hand, dass wenngleich eine Figur unter Umständen einen Onshore-Vorgang darstellt, sofern nichts anderes angegeben ist, die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Offenbarung ebenso gut zur Verwendung bei Offshore-Vorgängen geeignet sein kann und umgekehrt. Ferner liegt für den Fachmann auf der Hand, dass wenngleich eine Figur unter Umständen ein verrohrtes Loch darstellt, sofern nichts anderes angegeben ist, die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Offenbarung ebenso gut zur Verwendung bei Vorgängen an unverrohrten Löchern geeignet sein kann.

Im Allgemeinen ist in einer oder mehreren Ausführungsformen ein EM-Telemetriesystem bereitgestellt, bei dem tellurische Referenzierung verwendet wird, um das Signal-Rausch-Verhältnis (SNR) codierter Signale zu verbessern, die während Vorgängen zum Bohren, Aufzeichnen während des Bohrens (LWD), Messen während des Bohrens (MWD), Fördern oder sonstiger Bohrlochbetriebe unter Verwendung von EM-Telemetrie gesendet oder empfangen werden. Ein Referenzsignal wird unter Verwendung einer Referenzanordnung gemessen, die in deutlicher Entfernung (z. B. 10 km) von dem Sender und dem Empfänger des EM-Telemetriesystems angeordnet ist. Ein tellurisches Rauschspannungssignal wird auf Grundlage des Referenzsignals bestimmt und von dem empfangenen codierten Signal subtrahiert, wodurch zumindest ein Teil des tellurischen Rauschens in dem empfangenen codierten Signal beseitigt wird. Dies verbessert das SNR des empfangenen codierten Signals, was wiederum eine genaue und schnelle Demodulation und Decodierung des empfangenen codierten Signals ermöglicht und zu einer größeren Verlässlichkeit und zu schnelleren Gesamtdatenraten des verbesserten EM-Telemetriesystems gegenüber herkömmlichen EM-Telemetriesystemen beiträgt.

In Bezug auf die 1 und 2 ist eine Aufrissansicht in Teilquerschnitt eines Bohrlochbohrungs- und Fördersystems 10 dargestellt, das dazu verwendet wird, aus dem Bohrloch 12, das sich durch verschiedene Erdschichten in einer Öl- und Gasformation 14 erstreckt, die sich unter der Erdoberfläche 16 befindet, Kohlenwasserstoffe zu fördern. Das Bohrloch 12 kann aus einem einzelnen oder mehreren Bohrlöchern 12a, 12b...12n (in 2) dargestellt ausgebildet sein, die sich in die Formation 14 erstrecken, und in beliebiger Ausrichtung angeordnet sein, wie zum Beispiel das in 2 dargestellte horizontale Bohrloch 12b.

Das Bohr- und Fördersystem 10 beinhaltet eine Bohranlage oder einen Bohrturm 20. Die Bohranlage 20 kann eine Hebevorrichtung 22, einen Kloben 24 und einen Schwenk 26 zum Anheben und Absenken des Futterrohrs, der Bohrstange, des Rohrwendels, des Steigrohrs, sonstiger Arten von Rohrsträngen oder sonstiger Arten von Fördermitteln wie zum Beispiel Wireline, Slickline und dergleichen 30 beinhalten. In 1 ist das Fördermittel 30 ein im Wesentlichen röhrenförmiger, sich axial erstreckender Bohrstrang, der aus einer Vielzahl von Bohrstangen gebildet ist, die über eine Ende-Ende-Verbindung miteinander gekoppelt sind, während das Fördermittel 30 in 2 ein Komplettierungsrohr ist, das eine Komplettierungsanordnung wie nachstehend beschrieben hält. Die Bohranlage 20 kann eine Mitnehmerstange 32, einen Drehtisch 34 und sonstige Ausrüstung aufweisen, die mit der Rotation und/oder Translation des Rohrstrangs 30 in einem Bohrloch 12 verbunden ist. Für einige Anwendungen kann die Bohranlage 20 auch eine obere Antriebseinheit 36 aufweisen.

Die Bohranlage 20 kann nahe einem Bohrlochkopf 40 wie in 1 dargestellt oder von dem Bohrlochkopf 40 beabstandet angeordnet sein, so zum Beispiel bei einer Offshore-Anordnung wie in 2 dargestellt. Eine oder mehrere Drucksteuervorrichtungen 42 wie zum Beispiel Bohrlochabsperrventile (BOPs) und sonstige Ausrüstung, die mit dem Bohren oder Fördern eines Bohrlochs verbunden sind, können ebenfalls am Bohrlochkopf 40 oder an anderer Stelle in dem System 10 bereitgestellt sein.

Für Offshore-Vorgänge wie in 2 dargestellt kann unabhängig davon, ob gebohrt oder gefördert wird, eine Bohranlage 20 an einer Öl- oder Gasplattform 44 wie der dargestellten Offshore-Plattform, Halbtauchern, Bohrschiffen und dergleichen (nicht abgebildet) angebracht sein. Wenngleich das System 10 in 2 als meeresbasiertes Fördersystem dargestellt ist, kann das System 10 in 2 auch an Land verwendet werden. Außerdem kann, wenngleich das System 10 in 1 als landbasiertes Bohrsystem dargestellt ist, das System 10 in 1 auch offshore verwendet werden. In jedem Fall erstrecken sich bei meeresbasierten Systemen eine oder mehrere untermeerische Leitungen oder Steigrohre 46 vom Deck 50 der Plattform 44 zu einem untermeerischen Bohrlochkopf 40. Der Rohrstrang 30 erstreckt sich von der Bohranlage 20 durch die untermeerische Leitung 46 und BOP 42 nach unten in das Bohrloch 12.

Eine Arbeits- oder Betriebsfluidquelle 52 kann ein Arbeitsfluid 58 zuführen, das zum oberen Ende des Rohrstrangs 30 gepumpt wird und durch den Rohrstrang 30 fließt. Die Arbeitsfluidquelle 52 kann beliebiges Fluid zuführen, das bei Bohrlochbetrieben verwendet wird, einschließlich, ohne jedoch darauf beschränkt zu sein, Bohrspülungsfluid, zementhaltige Aufschlämmung, Säuerungsfluid, Flüssigwasser, Dampf oder sonstige Arten von Fluid.

Das Bohrloch 12 kann darin angeordnete Untergrundausrüstung 54 wie zum Beispiel einen Bohrmeißel und eine Bohrlochgarnitur (BHA), eine Komplettierungsanordnung oder eine andere Art von Bohrlochwerkzeug beinhalten.

Das Bohrlochbohrungs- und -fördersystem 10 kann im Allgemeinen als ein Rohrsystem 56 aufweisend gekennzeichnet sein. Im Sinne der vorliegenden Offenbarung kann das Rohrsystem 56 Futterrohr, Steigrohre, Verrohrung, Bohrstränge, Komplettierungs- oder Förderstränge, Übergänge, Köpfe oder sonstige Rohre, Röhren oder Ausrüstung, die sich mit den Vorstehenden verbinden, zum Beispiel Strang 30 und Leitung 46 sowie das Bohrloch und Seitenteile, in denen die Rohre, das Futterrohr und die Stränge verwendet werden können, beinhalten. Insofern kann das Rohrsystem 56 ein oder mehrere Futterrohrstränge 60 beinhalten, die in dem Bohrloch 12 zementiert sind, zum Beispiel das in 1 dargestellte Standrohr, Zwischenrohr und Förderrohr 60. Ein Ring 62 ist zwischen den Wänden der Gruppen angrenzender röhrenförmiger Komponenten ausgebildet, zum Beispiel zwischen konzentrischen Futterrohrsträngen 60 oder der Außenseite des Rohrstrangs 30 und der Innenwand des Bohrlochs 12 oder dem Futterrohrstrang 60, je nach dem.

Wenn eine Untergrundausrüstung 54 zum Bohren verwendet wird und es sich bei dem Fördermittel 30 um einen Bohrstrang handelt, kann das untere Ende des Bohrstrangs 30 eine Bohrlochgarnitur (BHA) 64 beinhalten, die an einem distalen Ende einen Bohrmeißel 66 aufweisen kann. Während Bohrvorgängen wird eine Meißelbelastung (WOB) angewendet, wenn der Bohrmeißel 66 gedreht wird, wodurch es dem Bohrmeißel 66 ermöglicht wird, die Formation 14 und das Bohrloch 12 entlang eines vorab festgelegten Wegs in Richtung einer Zielzone in Eingriff zu nehmen. Im Allgemeinen kann der Bohrmeißel 66 mit dem Bohrstrang 30 von der Anlage 20 mit oberem Antrieb 36 oder Drehtisch 34 und/oder mit einem Bohrlochschlammmotor 68 in BHA 64 gedreht werden. Das Arbeitsfluid 58 kann zum oberen Ende des Bohrstrangs 30 gepumpt werden und durch die längliche Innenseite 70 des Bohrstrangs 30 durch die Bohrlochgarnitur 64 strömen und die in dem Bohrmeißel 66 gebildeten Düsen verlassen. Am unteren Ende 72 des Bohrlochs 12 kann sich Bohrspülungsfluid 58 mit Formationsabtragungen, Formationsfluiden und sonstigen Bohrlochfluiden und -ablagerungen vermischen. Das Bohrspülungsgemisch kann anschließend durch einen Ring 62 nach oben strömen, um Formationsabtragungen und sonstige Bohrlochablagerungen wieder an die Oberfläche 16 zu bringen.

Die Bohrlochgarnitur 64 und/oder der Bohrstrang 30 können verschiedene sonstige Werkzeuge beinhalten, einschließlich einer Stromquelle 69, mechanischen Übergängen 71 wie zum Beispiel direktionalen Bohrübergängen und einer Messausrüstung 73 wie zum Beispiel Instrumenten zum Messen während des Bohrens (MWD) und/oder zum Aufzeichnen während des Bohrens (LWD), Sensoren, Schaltungen oder sonstiger Ausrüstung, um Informationen über das Bohrloch 12 und/oder die Formation 14 bereitzustellen, wie zum Beispiel Aufzeichnungs- oder Messdaten aus dem Bohrloch 12. Messdaten und sonstige Informationen von den Werkzeugen können unter Verwendung elektrischer Signale, akustischer Signale oder sonstiger Telemetrie, die an der Anlage 20 in elektrische Signale umgewandelt werden kann, übertragen werden, um unter anderem die Leistung des Bohrstrangs 30, der Bohrlochgarnitur 64 und des dazugehörigen Bohrmeißels 66 zu überwachen sowie die Umgebungsverhältnisse zu überwachen, denen die Bohrlochgarnitur 64 ausgesetzt ist.

In Bezug auf 2, in der eine Untergrundausrüstung 54 als Komplettierungsausrüstung dargestellt ist, ist in einem im Wesentlichen horizontalen Abschnitt des Bohrlochs 12 eine untere Komplettierungsanordnung 74 angeordnet, die verschiedene Werkzeuge wie zum Beispiel eine Unteranordnung für Orientierung und Ausrichtung 76, einen Packer 78, eine Sandsteuerungsfilteranordnung 110, einen Packer 112, eine Sandsteuerungsfilteranordnung 114, einen Packer 116, eine Sandsteuerungsfilteranordnung 118 und einen Packer 120 beinhaltet.

Von der unteren Komplettierungsanordnung 74 lochabwärts erstrecken sich ein oder mehrere Übertragungskabel 122 wie zum Beispiel ein Sensor- oder elektrisches Kabel, das durch die Packer 78, 112 und 116 verläuft und mit einer oder mehreren elektrischen Vorrichtungen 124, die mit der unteren Komplettierungsanordnung 74 verbunden sind, wie zum Beispiel Sensoren, die an die Sandsteuerungsfilteranordnungen 110, 114, 118 angrenzend oder an der Sandfront der Formation 14 angeordnet sind, oder Bohrlochsteuerungen oder Betätigungselementen wirkverbunden ist, die verwendet werden, um die Bohrlochwerkzeuge oder Fluidstromsteuervorrichtungen zu betreiben. Das Kabel 122 kann als Übertragungsmedium zum Übertragen von Energie oder Daten und dergleichen zwischen der unteren Komplettierungsanordnung 74 und einer oberen Komplettierungsanordnung 125 dienen.

Insofern ist in dem Bohrloch 12 am unteren Ende des Rohrstrangs 30 eine obere Komplettierungsanordnung 125 angeordnet, die verschiedene Werkzeuge wie einen Packer 126, ein Dehnungsstück 128, einen Packer 100, ein Fluidstromsteuermodul 102 und eine Ankeranordnung 104 beinhaltet.

Von der oberen Komplettierungsanordnung 125 erstrecken sich lochaufwärts ein oder mehrere Übertragungskabel 106 wie zum Beispiel ein Sensorkabel oder ein elektrisches Kabel, das durch die Packer 126, 100 verläuft und sich bis zur Oberfläche 16 erstreckt. Das Kabel 106 kann als Übertragungsmedium, zum Übertragen von Energie oder Daten und dergleichen zwischen einer Oberflächensteuerung (nicht abgebildet) und der oberen und der unteren Komplettierungsanordnung 125, 74 dienen.

In 1 und 2 ist die Anwendung eines elektromagnetischen (EM) Telemetriesystems 80 unter Verwendung kapazitiver Elektroden gemäß einigen Ausführungsformen dargestellt. In einer oder mehreren Ausführungsformen beinhaltet das EM-Telemetriesystem 80 eine Oberflächenanordnung 81, die eine Gegenelektrode 83 und einen Bohrlochsendeempfänger 89 aufweist. Das EM-Telemetriesystem 80 ermöglicht die Kommunikation zwischen der Oberflächenanordnung 81 und dem Bohrlochsendeempfänger 89. Zum Beispiel kann das EM-Telemetriesystem 80 eine Kommunikation zwischen einer Steuerung und/oder einem Datenerwerbsmodul, das mit der Oberflächenanordnung 81 gekoppelt ist, und Bohrlochausrüstung und/oder Sensor(en) ermöglichen, der/die mit dem Bohrlochsendeempfänger 89 gekoppelt sind. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das EM-Telemetriesystem 80 bidirektional sein; das heißt eine oder beide von der Oberflächenanordnung 81 und dem Bohrlochsendeempfänger 89 können zu einer bestimmten Zeit als Sender und/oder Empfänger des EM-Telemetriesystems 80 ausgelegt sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen können beliebige geeignete Duplextechniken wie zum Beispiel Zeitduplexverfahren, Frequenzduplexverfahren und/oder dergleichen verwendet werden. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das EM-Telemetriesystem 80 unidirektional sein.

Das codierte Signal 90, wie in 1 und 2 dargestellt, ist ein sich zeitlich veränderndes elektromagnetisches Feld, das Informationen zwischen der Oberflächenanordnung 81 und dem Bohrlochsendeempfänger 89 überträgt. Beispielsweise kann das codierte Signal 90 Mess- und/oder Aufzeichnungsdaten, die von einem oder mehreren Bohrlochinstrumenten erhalten wurden, übertragen, wobei die Daten zur weiteren Verarbeitung an die Oberfläche übertragen werden. Da das codierte Signal 90 während des Bohrvorgangs gesendet und empfangen werden kann, ist das EM-Telemetriesystem 80 für Anwendungen zum Bohren, Messen während des Bohrens (MWD) und/oder Aufzeichnen während des Bohrens geeignet. Beispielsweise kann das codierte Signal 90 Messdaten, Aufzeichnungsdaten und/oder Anweisungen für Bohrwerkzeuge übertragen, zum Beispiel Anleitungen zur Verwendung bei direktionalen Bohranwendungen. In einer oder mehreren Ausführungsformen können die von dem codierten Signal 90 übertragenen Informationen in einem digitalen und/oder einem analogen Format vorliegen. Dementsprechend können beliebige geeignete digitale und/oder analoge Codier- und/oder Modulationsschemata verwendet werden, um eine verlässliche, sichere und/oder eine Hochgeschwindigkeitsübertragung zwischen dem Bohrlochsendeempfänger 89 und der Oberflächenanordnung 81 zu erzielen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Codier- und Modulationsschema Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung (z. B. binäre Phasenumtastung und/oder M-ary-Phasenumtastung), Mehrtonverfahren oder orthogonales Frequenzmultiplexverfahren und/oder dergleichen beinhalten. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das codierte Signal 90 einen Frequenzbereich zwischen 1 Hz und 50 Hz und eine nominale Datenrate zwischen etwa 3 und 12 Bits pro Sekunde haben.

Wenn das EM-Telemetriesystem 80 mit dem Bohrlochsendeempfänger 89 als Sender und der Oberflächenanordnung 81 als Empfänger betrieben wird, wird das codierte Signal 90 durch das Anlegen eines Spannungssignals über eine Lücke in dem Bohrlochsendeempfänger 89 hinweg erzeugt. Beispielsweise kann die Lücke den Bohrmeißel 66 elektrisch gegen den Bohrstrang 30 isolieren. Allgemeiner gesagt isoliert die Lücke elektrisch einen Abschnitt des System 10, der elektrisch mit dem Bohrlochkopf 40 gekoppelt ist, gegen einen Abschnitt des Systems 10, der elektrisch mit der Formation 14 gekoppelt ist. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das angelegte Spannungssignal eine Stärke von etwa 3 V (z. B. nominal zwischen 0,5 und 5 V) aufweisen. Das codierte Signal 90 breitet sich durch die Erde und den Bohrstrang 30 zu der Oberflächenanordnung 81 aus. An der Oberfläche misst eine Gegenelektrode 83 ein Spannungssignal, das dem codierten Signal 90 entspricht, wobei das Spannungssignal auf Grundlage einer Differenzspannung zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 bestimmt wird. Das gemessene Spannungssignal wird demoduliert und/oder decodiert, um die von dem codierten Signal 90 übertragenen Informationen wiederherzustellen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das gemessene Spannungssignal eine Stärke von etwa 10 µV aufweisen. Analog wird, wenn das EM-Telemetriesystem 80 mit der Oberflächenanordnung 81 als Sender und dem Bohrlochsendeempfänger 89 als Empfänger des codierten Signals 90 betrieben wird, das codierte Signal 90 durch das Anlegen eines Spannungssignals zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 übertragen. Ein entsprechendes Spannungssignal über die Lücke in dem Bohrlochsendeempfänger hinweg wird gemessen, demoduliert und/oder decodiert, um die von dem codierten Signal 90 übertragenen Informationen wiederherzustellen.

Wenngleich das codierte Signal 90 idealerweise ohne Rauschen gesendet und empfangen wird, weist das empfangene Spannungssignal in der Praxis ein Rauschen auf. Eine Rauschquelle in dem EM-Telemetriesystem 80 ist tellurisches Rauschen, das in den 1 und 2 als tellurisches Rauschsignal 92 dargestellt ist. Tellurisches Rauschen wird durch tellurische Ströme induziert, die durch geomagnetische Pulsationen und/oder atmosphärische Pulsationen (z. B. Blitz und/oder atmosphärische Impulsstrahlung) induziert werden. Tellurische Ströme decken einen großen Frequenzbereich ab. Tellurische Ströme aus geomagnetischen Pulsationen decken Frequenzen von 1 mHz bis mehreren Hz (z. B. 1 mHz bis 10 Hz) ab und atmosphärische Pulsationen decken Frequenzen von über 1 Hz (z. B. 100 Hz) ab. Es ist bekannt, dass die Magnetfelder, die mit tellurischen Strömen verbunden sind, räumlich langsam variieren, und es kann davon ausgegangen werden, dass sie über eine große Entfernung (z. B. mindestens 10 km) konstant oder ungefähr konstant sind.

Da tellurische Ströme räumlich langsam variieren, besteht eine Vorgehensweise zur Abschwächung von tellurischem Rauschen darin in der Verwendung von Techniken zur tellurischen Referenzierung. Bei der tellurischen Referenzierung wird ein interessierendes Signal wie zum Beispiel das codierte Signal 90 an einem Ort erkannt und ein Referenzsignal wie zum Beispiel das Referenzsignal 94 wird in einer weit von diesem Ort entfernten Entfernung gemessen. Das erkannte Signal und das Referenzsignal werden synchronisiert und das Referenzsignal (und/oder eine Transferfunktion des Referenzsignals) wird von dem erkannten Signal subtrahiert. Das erhaltene Signal ist insoweit nahezu frei von tellurischem Rauschen, als ungefähr das gleiche tellurische Rauschsignal in sowohl dem erkannten Signal als auch dem Referenzsignal auftritt und somit während des Subtraktionsvorgangs beseitigt wird. Tellurische Referenzierung zur Abschwächung von tellurischem Rauschen wird beispielsweise bei Anwendungen mit induzierter Polarisierung verwendet. Bei Anwendungen mit induzierter Polarisierung handelt es sich bei dem interessierenden Signal jedoch um ein periodisches Wechselstrom(AC)-Signal, das keinerlei codierte Informationen zwischen einer Bohrloch- und einer Oberflächenkomponente eines Bohrlochs überträgt.

Um eine tellurische Referenzierung in dem EM-Telemetriesystem 80 zu erzielen, ist die Referenzanordnung 85 an einem von der Oberflächenanordnung 81 und dem Bohrlochsendeempfänger 89 weit entfernten Ort bereitgestellt. Der Sensor 87 der Referenzanordnung 85 ist dazu ausgelegt, ein Referenzsignal 94 auf Grundlage einer oder mehrerer Komponenten der elektromagnetischen Felder, die durch tellurische Ströme induziert werden, zu messen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Sensor 87 dazu ausgelegt sein, eine Stärke und/oder eine Richtung des Magnetfelds zu messen, das von den tellurischen Strömen induziert wird. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Sensor 87 dazu ausgelegt sein, Komponenten des induzierten Magnetfelds zu messen, die parallel zu der Oberfläche der Erde verlaufen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Sensor 87 dazu ausgelegt sein, Komponenten sowohl des induzierten Magnetfelds als auch des induzierten elektrischen Felds zu messen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 Synchronisierungs- und/oder Kommunikationsfähigkeiten beinhalten, um das Referenzsignal 94, wie nachstehend in Bezug auf 5 erörtert, an die Oberflächenanordnung 81 zu senden.

In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 ungefähr 10 km (z. B. zwischen 5 km und 20 km) von der Oberflächenanordnung 81 entfernt angeordnet sein. Mit dem Anordnen der Referenzanordnung 85 in dieser relativ großen Entfernung von der Oberflächenanordnung 81 wird ausgenutzt, dass bekannt ist, dass Magnetfelder, die von tellurischen Strömen induziert werden, räumlich langsam variieren, und dass davon ausgegangen werden kann, dass sie über eine Entfernung von vielen Kilometern hinweg konstant oder ungefähr konstant sind. Das Anordnen der Referenzanordnung 85 in einer relativ großen Entfernung von der Oberflächenanordnung 81 bietet mehrere Vorteile, u. a., dass es dem Bohrlochsendeempfänger 89 ermöglicht wird, sich über große laterale Entfernungen in der Erde (z. B. bis zu 5 km für ein sich lang erstreckendes horizontales Bohrloch) zu bewegen, und die Korrelation zwischen dem codierten Signal 90 und dem Referenzsignal 94, das von der Referenzanordnung 85 gemessen wird, reduziert wird. Das heißt, da das Referenzsignal 94 von dem empfangenen codierten Signal 90 subtrahiert wird, ist es unerwünscht, dass das Referenzsignal 94 mit dem codierten Signal 90 in Bezug gesetzt wird.

Wenngleich der Bohrlochsendeempfänger 89 nicht auf eine bestimmte Art oder Ausgestaltung beschränkt ist, stellt 3 eine Ausführungsform des Bohrlochsendeempfängers 89 dar. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Bohrlochsendeempfänger 89 als Empfänger für codierte Signale des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann der Bohrlochsendeempfänger 89 eine Steuerung 310 beinhalten, die einen Codierer 311, einen Modulator 312 und einen Sender 313 beinhaltet. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Bohrlochsendeempfänger 89 zusätzlich und/oder alternativ dazu als Sender für codierte Signale des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann die Steuerung 310 einen Decodierer 314, einen Demodulator 315 und einen Empfänger 316 beinhaltet. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Codierer 311 an eine oder mehrere Bohrlochdatenquellen gekoppelt sein, zum Beispiel Bohrlochausrüstung 330 und/oder einen Bohrlochsensor 340, und kann über Eingabeschnittstelle 322 analoge und/oder digitale Daten von den Datenquellen empfangen. Der Codierer 311 kann die empfangenen Daten in Bitströme umwandeln, der Modulator 312 kann den Bitstrom in analoge und/oder digitale Symbole umwandeln, und der Sender 313 kann die Symbole in ein Spannungssignal umwandeln, das dem codierten Signal 90 entspricht. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Codierer 311 verschiedene Vorgänge an den eingehenden Daten ausführen, einschließlich Codierung, Verschachtelung, Verschlüsselung, Kanalcodierung, Faltungscodierung und/oder dergleichen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Modulator 312 den eingehenden Datenstrom gemäß einer Vielzahl von Modulationsschemata modulieren, einschließlich Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung (z. B. binäre Phasenumtastung und/oder M-ary-Phasenumtastung), Mehrtonverfahren oder orthogonalem Frequenzmultiplexverfahren und/oder dergleichen. Das Spannungssignal wird zwischen einer Lücke 332 in dem Bohrlochsendeempfänger 89 angewendet. Wie in 3 dargestellt, isoliert die Lücke 332 den Bohrmeißel 66 elektrisch gegen den Bohrstrang 30 gemäß 1. Es versteht sich jedoch, dass die Lücke 332 andere Bohrlochkomponenten wie zum Beispiel die Wireline 30, von der oberen Komplettierungsanordnung 125 trennen kann, wie in 2 dargestellt. Analog können, wenn der Bohrlochsendeempfänger 89 als Empfänger des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet ist, der Decodierer 314, der Demodulator 315 und der Empfänger 316 betrieben werden, um ein Spannungssignal über die Lücke 332 hinweg zu messen und das gemessene Spannungssignal zu demodulieren/decodieren, um ausgegebene analoge und/oder digitale Daten einem oder mehreren Bohrlochwerkzeugen über eine Ausgabeschnittstelle 324 bereitzustellen.

In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Bohrlochsensor 340 angeschlossen, angekoppelt und/oder anderweitig angeordnet sein, um die Bohrlochausrüstung 330 zu überwachen, und kann Informationen (z. B. Mess- und Aufzeichnungsdaten), die der Bohrlochausrüstung 330 zugeordnet sind, über die Steuerung 310 an die Oberflächenanordnung 81 übertragen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Bohrlochausrüstung 330 über die Steuerung 310 Anweisungen von der Oberflächenanordnung 81 empfangen. In einigen Ausführungsformen kann die Bohrlochausrüstung 330 Bohrausrüstung, Ausrüstung zum Aufzeichnen während des Bohrens (LWD), Ausrüstung zum Messen während des Bohrens (MWD), Förderausrüstung und/oder dergleichen beinhalten. In manchen Ausführungsformen kann der Bohrlochsensor 340 einen oder mehrere Temperatursensoren, Drucksensoren, Dehnungssensoren, ph-Wert-Sensoren, Dichtesensoren, Viskositätssensoren, Sensoren für die chemische Zusammensetzung, Radioaktivitätssensoren, Widerstandssensoren, akustische Sensoren, Potenzialsensoren, mechanische Sensoren, NMR-Aufzeichnungssensoren, Schwerkraftsensor, einen Drucksensor, Fixlängenliniensensor, optischen Spurführungssensor, einen Fluidmesssensor, einen Beschleunigungsintegrationssensor, einen Geschwindigkeitszeitablaufsensor, einen Wegstreckenzähler, einen Magnetmerkmalspurverfolgungssensor, einen Optikmerkmalspurverfolgungssensor, einen Elektromerkmalspurverfolgungssensor, einen Akustikmerkmalspurverfolgungssensor, einen Koppelnavigationssensor, einen Formationssensor, einen Ausrichtungssensor, eine Art Impedanzsensor, einen Durchmessersensor und/oder dergleichen beinhalten.

Wenngleich die Oberflächenanordnung 81 nicht auf eine bestimmte Art oder Ausgestaltung beschränkt ist, stellt 4 eine Ausführungsform der Oberflächenanordnung 81 dar. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Oberflächenanordnung 81 als Empfänger für codierte Signale des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann die Oberflächenanordnung 81 eine Steuerung 410 beinhalten, die einen Codierer 411, einen Modulator 412 und einen Sender 413 beinhaltet, wie vorstehend in Bezug auf 3 beschrieben. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Oberflächenanordnung 81 zusätzlich und/oder alternativ dazu als Sender für codierte Signale des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann die Oberflächenanordnung 81 eine Steuerung 410 beinhalten, die einen Decodierer 414, einen Demodulator 415 und/oder einen Empfänger 416 beinhaltet. Diese Funktionen, die von dem Decodierer 414, dem Demodulator 415 und dem Empfänger 416 an den empfangenen Daten ausgeführt werden, spiegeln im Allgemeinen die Funktionen wider, die von dem Codierer 311, dem Modulator 312 und dem Sender 313 ausgeführt werden, die in 3 dargestellt sind. Somit kann der Decodierer 414 beispielsweise Quelldecodierung, Entschachtelung, Kanaldecodierung, Faltdecodierung und/oder dergleichen ausführen. Die Steuerung 410 kann ferner eine Eingabeschnittstelle 422 und eine Ausgabeschnittstelle 424 zum Übertragen gesendeter bzw. empfangener Daten zu und von verschiedenen Datenquellen oder -senken beinhalten, wie zum Beispiel eine Steuerung und/oder ein Datensammelmodul, eine Benutzerschnittstelle und/oder dergleichen.

Die Oberflächenanordnung 81 beinhaltet eine Gegenelektrode 83. Die Gegenelektrode 83 wird von dem Sender 413 und/oder dem Empfänger 416 verwendet, um ein Spannungssignal zu messen, das dem codierten Signal 90 entspricht. Die Gegenelektrode 83 wird von dem Sender 413 und/oder Empfänger 416 verwendet, um ein Spannungssignal zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 zu messen und/oder anzulegen. Ein Draht 440 koppelt die Steuerung 410 mit dem Bohrlochkopf 40, sodass eine Potenzialdifferenz zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 von dem Sender 413 angelegt und/oder von dem Empfänger 416 gemessen werden kann. In einigen Ausführungsformen ist die Gegenelektrode 83 zehn oder mehr Meter von dem Bohrlochkopf 40 entfernt angeordnet. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann sich die Gegenelektrode 83 unter Verwendung beliebiger geeigneter Kopplungsmechanismen wie zum Beispiel galvanischer Kopplung, kapazitiver Kopplung und/oder dergleichen elektrisch mit der Erdformation 430 und/oder Fluiden darin koppeln. Zum Beispiel kann eine galvanische Gegenelektrode einen Metallpfahl, eine poröse Tonzelle, einen zurückgelassenen Bohrlochkopf oder eine zurückgelassene Bohrinsel und/oder dergleichen beinhalten, der/die sich über elektrochemische Reaktionen elektrisch mit der Erde koppelt. Eine kapazitive Gegenelektrode kann eine Leiterplatte (z. B. eine Metallplatte), die mit einer elektrisch isolierenden Sperrschicht (z. B. einer oxidierten und/oder eloxierten Oberfläche) beschichtet ist, beinhalten, die sich über die elektrischen Felder, die über die Sperrschicht hinweg ausgebildet sind, elektrisch an die Erdformation 430 koppelt. In einigen Beispielen kann die Gegenelektrode 83 eine Vielzahl galvanischer und/oder kapazitiver Gegenelektroden beinhalten, die derart angeordnet sind, dass sie SNR, Zuverlässigkeit (z. B. unter Bereitstellung von Redundanz) und/oder dergleichen verbessern.

In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Oberflächenanordnung 81 ein tellurisches Spannungsmodul 417 beinhalten und/oder damit gekoppelt sein, um das von der Gegenelektrode 83 empfangene Spannungssignal aufzubereiten. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das tellurische Spannungsmodul 417 einen oder mehrere analoge und/oder digitale Signalprozessoren, Speichermodule und/oder Kommunikationsschnittstellen wie zum Beispiel eine Antenne 450 zum Kommunizieren mit der Referenzanordnung 85 beinhalten. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das tellurische Spannungsmodul 417 ein Synchronisierungsmodul zum Synchronisieren mit der Referenzanordnung 85 beinhalten, wie nachfolgend in Bezug auf 5 erörtert. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das tellurische Spannungsmodul 417 dazu ausgelegt sein, ein erkanntes Signal von dem Empfänger 416, wie zum Beispiel das codierte Signal 90, zu empfangen, das wünschenswerte codierte Informationen und unerwünschtes tellurisches Rauschen 92 beinhaltet. Das tellurische Spannungsmodul 417 kann ferner dazu ausgelegt sein, ein Referenzsignal 94 von der Referenzanordnung 85 zu empfangen, wobei das Referenzsignal 94 mit dem tellurischen Rauschen 92 verbunden ist. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann das tellurische Spannungsmodul 417 dazu ausgelegt sein, das codierte Signal 90 und das Referenzsignal 94 zu synchronisieren und das Referenzsignal 94 (und/oder eine Transferfunktion des Referenzsignals) von dem codierten Signal 90 zu subtrahieren. Das erhaltene Signal ist insoweit nahezu frei von tellurischem Rauschen, als ungefähr das gleiche tellurische Rauschsignal 92 in sowohl dem codierten Signal 90 als auch dem Referenzsignal 94 auftritt und somit während des Subtraktionsvorgangs beseitigt wird. Das tellurische Spannungsmodul 417 kann das entstandene Signal an den Demodulator 415 und/oder den Decodierer 414 ausgeben, um Informationen (z. B. Daten von einem MWD- oder LWD-Instrument und/oder Anweisungen von einem direktionalen Bohrinstrument) wiederherzustellen, die von dem empfangenen codierten Signal 90 übertragen werden. Wenngleich das tellurische Spannungsmodul 417 als in der Oberflächenanordnung 81 enthalten dargestellt ist, versteht es sich, dass das tellurische Spannungsmodul 417 von der Oberflächenanordnung 81 beabstandet angeordnet sein kann, mit der Referenzanordnung 85 gekoppelt und/oder darin enthalten sein kann und/oder auf sonstige geeignete Weise in dem EM-Telemetriesystem 80 angeordnet sein kann.

Wenngleich die Referenzanordnung 85 nicht auf eine bestimmte Art oder Ausgestaltung beschränkt ist, stellt 5 eine Ausführungsform der Referenzanordnung 85 dar. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 als Referenzempfänger des EM-Telemetriesystems 80 ausgestaltet sein. Zur Förderung derartiger Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 einen Sensor 87 beinhalten, der einen oder mehrere Magnetfeldsensoren 530 beinhaltet. Wie in 5 dargestellt sind die Magnetfeldsensoren 530 als senkrechtes Paar horizontaler Magnetfeldsensoren ausgestaltet.

Das heißt ein erster Magnetfeldsensor 532 misst eine erste Magnetfeldkomponente, die parallel zu der Oberfläche der Erde entlang einer ersten Achse verläuft, und ein zweiter Magnetfeldsensor 534 misst eine zweite Magnetfeldkomponente, die ebenfalls parallel zu der Oberfläche der Erde, doch entlang einer zweiten Achse verläuft, die senkrecht zu der ersten Achse verläuft. Magnetfeldsensoren 530 können beliebige geeignete Vorrichtungen zum Erfassen von Magnetfeldern entlang einer oder mehreren Achsen beinhalten, einschließlich Induktionssensoren, Magnetometern und/oder dergleichen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 ein Datenerfassungsmodul 510 beinhalten. Das Datenerfassungsmodul 510 ist mit dem Sensor 87 gekoppelt, um Signale von Magnetfeldsensoren 530 und/oder dergleichen zu empfangen und zu verarbeiten und um ein Referenzsignal zu erzeugen. Beispielsweise kann das Datenerfassungsmodul 510 einen oder mehrere analoge und/oder digitale Signalprozessoren, Speichermodule und/oder Kommunikationsschnittstellen wie zum Beispiel eine Antenne 540 zum Kommunizieren mit der Oberflächenanordnung 81 beinhalten. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 ein Synchronisierungsmodul zum Synchronisieren mit der Oberflächenanordnung 81 beinhalten, wie zum Beispiel eine Steuerung 410 der in 4 dargestellten Oberflächenanordnung 81. Das Synchronisierungsmodul kann dazu ausgelegt sein, eine Synchronisierung mittels GPS (globales Positionsbestimmungssystem), eine kabelgebundene Synchronisierung, eine drahtlose Synchronisierung und/oder dergleichen umzusetzen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Referenzanordnung 85 derart angekoppelt sein, dass sie mit der Oberflächenanordnung 81 über eine Drahtlosverbindung wie zum Beispiel eine Satellitenverbindung oder Funkverbindung (z. B. 2G-, 3G-, GSM- und/oder CDMA-Funkverbindung), eine Kabelverbindung (z. B. Ethernetverbindungen) und/oder dergleichen kommuniziert. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann die Kommunikationsverbindung zur Sendung des Referenzsignals an die Oberflächenanordnung 81 in Echtzeit verwendet werden.

6 zeigt ein vereinfachtes Diagramm eines Verfahrens 600 zur EM-Telemetrie unter Verwendung tellurischer Referenzierung gemäß einigen Ausführungsformen. Gemäß einigen Ausführungsformen, die mit den 1-5 übereinstimmen, kann das EM-Telemetriesystem 80 das Verfahren 600 ausführen, um die von dem tellurischen Rauschen verursachte Störung abzuschwächen. Insbesondere kann ein tellurisches Spannungsmodul wie zum Beispiel das in 4 dargestellte tellurische Spannungsmodul 417 das Verfahren 600 ausführen, wenn die Oberflächenanordnung dazu ausgelegt ist, ein codiertes Signal, das von einem Bohrlochsendeempfänger wie zum Beispiel dem Bohrlochsendeempfänger 89 gesendet wird, zu empfangen.

Bei Schritt 610 wird ein Impedanztensor geschätzt. In einer oder mehreren Ausführungsformen handelt es sich bei dem Impedanztensor um einen Frequenzdomänenimpedanztensor und er wird anhand der Zeit-Frequenz-Verarbeitung und der Analyse von Zeitreihendaten zu tellurischen elektrischen Feldern und tellurischen Magnetfeldern geschätzt. Der Impedanztensor ist kennzeichnend für die Beziehung zwischen dem tellurischen Magnetfeld der Frequenzdomäne, das von einer Referenzanordnung wie zum Beispiel der Referenzanordnung 85 gemessen wird, und einem tellurischen elektrischen Feld der Frequenzdomäne zwischen einer Gegenelektrode wie zum Beispiel der Gegenelektrode 83 und einem Bohrlochkopf wie zum Beispiel dem Bohrlochkopf 40. Insbesondere setzt der Impedanztensor mit den Elementen Zij das tellurische Magnetfeld an der Referenzanordnung Hjrembedded imagegemäß der folgenden Gleichung in Beziehung zu dem tellurischen elektrischen Feld Eit:embedded imageEit=ZijHjrembedded image

Das tellurische elektrische Feld Eitembedded imagewird gemäß der folgenden Gleichung in Bezug zu dem tellurischen Spannungssignal Vt, das zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 gemessen wird, gesetzt: Vt=Eitlembedded image

In der vorstehenden Gleichung steht ℓ für die Entfernung zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Impedanztensor vor dem Senden eines codierten Signals 90 geschätzt oder berechnet werden. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann der Impedanztensor durch gleichzeitiges Messen des tellurischen Spannungssignals Vt und des Magnetfelds an der Referenzanordnung 85 bei Vorhandensein eines Sendens oder Empfangens eines codierten Signals geschätzt werden. Auf Grundlage der gleichzeitig gemessenen Daten können die Impedanztensorelemente Zij unter Verwendung der Zeit-Frequenz-Verarbeitung und der Analyse von Zeitreihendaten zu tellurischen elektrischen Feldern und tellurischen Magnetfeldern geschätzt werden. (Siehe z. B. K. Vozoff, The Magnetotelluric Method in the Exploration of Sedimentary Basins, Geophysics, Bd. 37, Nr. 1, S. 98-141 (1972).)

Bei Schritt 620 wird ein codiertes Signal 90 empfangen. In einer oder mehreren Ausführungsformen entspricht das empfangene codierte Signal einer Spannung, Vm die während des Sendens des codierten Signals 90 zwischen der Gegenelektrode 83 und dem Bohrlochkopf 40 gemessen wird. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Spannungssignal Vm in Gegenwart eines oder mehrerer Rauschsignale 92 einschließlich eines tellurischen Rauschsignals gemessen werden Vt. Das gemessene Spannungssignal kann in analogem und/oder digitalem Format dargestellt werden. Das gemessene Spannungssignal ist durch ein Signal-Rausch-Verhältnis (SNR) gekennzeichnet, dass durch das Dividieren der Stärke des codierten Signals 90 durch die Stärke der verschiedenen Rauschsignale 92 gemessen wird.

Bei Schritt 630 wird ein Referenzsignal 94 von einer Referenzanordnung wie zum Beispiel der Referenzanordnung 85 empfangen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Referenzsignal 94 auf einer Messung und Zeit-Frequenz-Verarbeitung und Analyse der Stärke und Richtung eines Magnetfelds an der Referenzanordnung basieren Hjr.embedded imageDas Referenzsignal 94 kann über eine drahtlose oder eine drahtgebundene Verbindung empfangen werden. Das Referenzsignal 94 kann in einem analogen und/oder einem digitalen Format dargestellt werden. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Referenzsignal 94 eine Messung der zweidimensionalen Komponente des Magnetfelds parallel zu der Oberfläche der Erde beinhalten. Die Zeitplanung des Referenzsignals 94, das während Schritt 630 empfangen wird, kann mit der Spannung Vm, die während Schritt 620 empfangen wird, unter Verwendung einer beliebigen geeigneten Synchronisationstechnik synchronisiert werden, zum Beispiel GPS-Synchronisationstechniken, wie vorstehend erörtert.

Bei Schritt 640 wird das tellurische Rauschen 92 in dem empfangenen codierten Signal 90 unter Verwendung des Referenzsignals 94 beseitigt. In einer oder mehreren Ausführungsformen wird das Referenzsignal 94 in ein tellurisches Spannungssignal Vt umgewandelt und von dem gemessenen Spannungssignal subtrahiertVm. In einem oder mehreren Beispielen, in denen das Referenzsignal 94 eine Messung des Magnetfelds an der Referenzanordnung Hjrembedded imagebeinhaltet, wird das Referenzsignal 94 durch Multiplizieren von Hjrembedded imagemit den Impedanztensorelementen Zij und Skalieren mit der Entfernung ℓ unter Verwendung der vorstehend in Bezug auf Schritt 610 erörterten Gleichungen in Vt umgewandelt. Die Ausgabe von Verfahren 640 ist ein entrauschtes Spannungssignal Vd, das gemäß der folgenden Gleichung berechnet wird: Vd=VmVtembedded image

Im Allgemeinen weist das entrauschte Spannungssignal Vd im Vergleich zu dem gemessenen Spannungssignal Vmein verbessertes SNR auf, da das tellurische Rauschsignal Vt zumindest teilweise beseitigt wurde. Zum Beispiel kann die Stärke des tellurischen Rauschsignals bei interessierenden Frequenzen (d. h. der Frequenz des codierten Signals, die in einigen Ausführungsformen zwischen 1 Hz und 50 Hz liegen kann) zwischen 1 µV und 100 µV liegen, während die Stärke des codierten Signals an der Oberfläche 16 unter 1 mV liegen kann. Dementsprechend kann das Subtrahieren des Referenzsignals 94 im Vergleich zu EM-Telemetriesystemen, die keine Techniken zur Beseitigung von tellurischem Rauschen einsetzen, große SNR-Verbesserungen in Höhe von 10 % oder mehr bieten.

Bei Schritt 650 wird das entrauschte Spannungssignal Vd demoduliert und decodiert, um die in dem codierten Signal 90 übertragenen Informationen zurückzugewinnen. Aufgrund der Beseitigung des tellurischen Rauschens bei Schritt 640 hat das entrauschte Spannungssignal Vd im Vergleich zu dem ursprünglich gemessenen Spannungssignal ein verbessertes SNR. Dementsprechend können in einer oder mehreren Ausführungsformen der Demodulator und der Decodierer, die gemäß Verfahren 600 betrieben werden, Ausgabedaten zuverlässiger und/oder schneller erzeugen als herkömmliche EM-Telemetriesysteme. Die Demodulations- und Decodierverfahren spiegeln im Allgemeinen die Verfahrensschritte wider, die von dem Bohrlochsendeempfänger ausgeführt werden, um das codierte Signal 90 zu erzeugen. In einer oder mehreren Ausführungsformen kann das Codier- und Modulationsschema (und das entsprechende Decodier- und Demodulationsschema) Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung (z. B. binäre Phasenumtastung und/oder M-ary-Phasenumtastung), Mehrtonverfahren oder orthogonales Frequenzmultiplexverfahren und/oder dergleichen beinhalten. In einer oder mehreren Ausführungsformen können die Schritte 620-650 kontinuierlich ausgeführt werden (z. B. der Reihe nach in einer Schleife ausgeführt werden und/oder gleichzeitig ausgeführt werden), um unter Verwendung des EM-Telemetriesystems 80 mit tellurischer Referenzierung kontinuierlich Daten zu erhalten.

Ein beliebiges der vorstehenden Verfahren kann während verschiedener Verfahren in einem Bohrloch besonders nützlich sein. Somit kann in einer oder mehreren Ausführungsformen ein Bohrloch gebohrt werden und können während des Bohrens oder während einer Aussetzung des Bohrens Informationen zu Bohrlochausrüstung, die in dem Bohrloch angeordnet ist, erzeugt werden. Die Bohrlochausrüstung kann aus der Gruppe bestehend aus Bohrausrüstung, Ausrüstung zum Aufzeichnen während des Bohrens (LWD), Ausrüstung zum Messen während des Bohrens (MWD) und Förderausrüstung ausgewählt sein. Außerdem kann in einer oder mehreren Ausführungsformen Bohrlochförderausrüstung in einem Bohrloch angeordnet sein und können während Fördervorgängen Informationen über die in dem Bohrloch angeordnete Bohrlochausrüstung erzeugt werden. Die Informationen können unter Verwendung eines oder mehrerer Sensoren erzeugt werden, die in dem Bohrloch angeordnet sind und aus der Gruppe bestehend aus Temperatursensoren, Drucksensoren, Dehnungssensoren, ph-Wert-Sensoren, Dichtesensoren, Viskositätssensoren, Sensoren für die chemische Zusammensetzung, Radioaktivitätssensoren, Widerstandssensoren, akustischen Sensoren, Potenzialsensoren, mechanischen Sensoren, NMR-Aufzeichnungssensoren, Schwerkraftsensor, einem Drucksensor, Fixlängenliniensensor, optischem Spurführungssensor, einem Fluidmesssensor, einem Beschleunigungsintegrationssensor, einem Geschwindigkeitszeitablaufsensor, einem Wegstreckenzähler, einem Magnetmerkmalspurverfolgungssensor, einem Optikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Elektromerkmalspurverfolgungssensor, einem Akustikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Koppelnavigationssensor, einem Formationssensor, einem Ausrichtungssensor, einer Art Impedanzsensor und einem Durchmessersensor ausgewählt sein.

7 ist ein Blockdiagramm eines beispielhaften Computersystems 700, bei dem die Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung angepasst werden können, um EM-Telemetrie unter Verwendung von tellurischer Referenzierung auszuführen. Zum Beispiel können die Schritte der Vorgänge von Verfahren 600 in 6 und/oder die Komponenten der Steuerung 310 in 3, der Steuerung 410 und/oder des tellurischen Spannungsmoduls 417 in 4, wie vorstehend beschrieben, unter Verwendung des Systems 700 implementiert werden. Bei dem System 700 kann es sich um einen Computer, ein Telefon, einen persönlichen digitalen Assistenten (PDA) oder eine beliebige andere Art elektronische Vorrichtung handeln. Eine derartige elektronische Vorrichtung beinhaltet verschiedene Arten von computerlesbaren Medien und Schnittstellen für verschiedene Arten von computerlesbaren Medien. Wie in 7 dargestellt beinhaltet das System 700 eine Permanentspeichervorrichtung 702, einen Systemspeicher 704, eine Ausgabevorrichtungsschnittstelle 706, einen Systemkommunikationsbus 708, einen Nurlesespeicher (ROM) 710, (eine) Verarbeitungseinheit(en) 712, eine Eingabevorrichtungsschnittstelle 714 und eine Netzwerkschnittstelle 716.

Der Bus 708 stellt kollektiv für alle Systeme, periphere und Chipsatz-Busse, die eine Kommunikationsverbindung der zahlreichen internen Vorrichtungen des Systems 700 herstellen. Beispielsweise stellt der Bus 708 eine Kommunikationsverbindung zwischen der/den Verarbeitungseinheit(en) 712 mit dem ROM 710, dem Systemspeicher 704 und der Permanentspeichervorrichtung 702 her.

Von diesen verschiedenen Speichereinheiten ruft/rufen die Verarbeitungseinheit(en) 712 auszuführende Anweisungen und zu verarbeitende Daten ab, um die Verfahren der vorliegenden Offenbarung auszuführen. Die Verarbeitungseinheit(en) kann/können in unterschiedlichen Ausgestaltungen ein Einzelprozessor oder ein Mehrkernprozessor sein.

Der ROM 710 speichert statische Daten und Anweisungen, die von der/den Verarbeitungseinheit(en) 712 und sonstigen Modulen von System 700 benötigt werden. Die Permanentspeichervorrichtung 702 hingegen ist eine Lese-und-Schreib-Speichervorrichtung. Bei dieser Vorrichtung handelt es sich um eine nichtflüchtige Speichereinheit, die Anweisungen und Daten selbst dann speichert, wenn das System 700 ausgeschaltet ist. Einige Ausgestaltungen der vorliegenden Offenbarung verwenden eine Massenspeichervorrichtung (wie zum Beispiel eine Magnet- oder optische Platte und ihr entsprechendes Laufwerk) als Permanentspeichervorrichtung 702.

Andere Ausgestaltungen verwenden eine entfernbare Speichervorrichtung (wie zum Beispiel eine Diskette, einen USB-Stick und das entsprechende Laufwerk) als Permanentspeichervorrichtung 702. Wie die Permanentspeichervorrichtung 702 ist der Systemspeicher 704 eine Lese-und-Schreib-Speichervorrichtung. Anders als die Speichervorrichtung 702 ist der Systemspeicher 704 jedoch ein flüchtiger Lese-und-Schreib-Speicher, zum Beispiel ein Direktzugriffsspeicher (RAM). Der Systemspeicher 704 speichert einige dieser Anweisungen und Daten, die der Prozessor benötigt, während der Laufzeit. In derartigen Ausgestaltungen sind die Prozesse der vorliegenden Offenbarung in dem Systemspeicher 704, der Permanentspeichervorrichtung 702 und/oder dem ROM 710 gespeichert. Zum Beispiel beinhalten die verschiedenen Speichereinheiten Anweisungen für eine computergestützte Rohrstranggestaltung auf Grundlage bestehender Rohrstranggestaltungen gemäß einigen Ausführungsformen. Von diesen verschiedenen Speichereinheiten ruft/rufen die Verarbeitungseinheit(en) 712 auszuführende Anweisungen und zu verarbeitende Daten ab, um die Verfahren einiger Ausgestaltungen auszuführen.

Der Bus 708 verbindet sich darüber hinaus mit den Eingabe- und Ausgabevorrichtungsschnittstellen 714 bzw. 706. Die Eingabevorrichtungsschnittstelle 714 ermöglicht es dem Benutzer, Informationen zu übertragen und Befehle an das System 700 auszuwählen. Zu den Eingabevorrichtungen, die mit der Eingabevorrichtungsschnittstelle 714 verwendet werden, zählen beispielsweise alphanumerische, QWERTZ- oder T9-Tastaturen, Mikrofone und Zeigevorrichtungen (auch als „Cursorsteuervorrichtungen“ bezeichnet). Die Ausgabevorrichtungsschnittstellen 706 ermöglicht beispielsweise die Anzeige von Bildern, die von dem System 700 erzeugt werden. Zu den Ausgabevorrichtungen, die mit der Ausgabevorrichtungsschnittstelle 706 verwendet werden, zählen beispielsweise Drucker und Anzeigevorrichtungen wie zum Beispiel Kathodenstrahlröhren (CRT) oder Flüssigkristallanzeigen (LCD). Einige Ausgestaltungen beinhalten Vorrichtungen wie einen Berührungsbildschirm, der sowohl als Eingabe- als auch als Ausgabevorrichtung funktioniert. Es versteht sich, dass die Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung unter Verwendung eines Computers einschließlich beliebiger Arten von Eingabe- und Ausgabevorrichtungen zum Ermöglichen einer Interaktion mit einem Benutzer implementiert werden können. Zu einer derartigen Interaktion können Rückkopplung zu und von dem Benutzer in unterschiedlichen Formen von sensorischer Rückkopplung zählen, einschließlich, ohne jedoch darauf beschränkt zu sein, visueller Rückkopplung, akustischer Rückkopplung oder taktiler Rückkopplung. Ferner können Eingaben von dem Benutzer in beliebiger Form empfangen werden, einschließlich, ohne jedoch darauf beschränkt zu sein, akustischer, Sprach- oder taktiler Eingaben. Darüber hinaus kann die Interaktion mit dem Benutzer das Senden und Empfangen unterschiedliche Arten von Informationen, z. B. in Form von Dokumenten zu und von dem Benutzer über die vorstehend beschriebenen Schnittstellen, beinhalten.

Außerdem koppelt sich, wie in 7 dargestellt, der Bus 708 das System 700 über eine Netzwerkschnittstelle 716 an ein öffentliches oder privates Netzwerk (nicht dargestellt) oder eine Kombination von Netzwerken. Ein derartiges Netzwerk kann beispielsweise ein lokales Netzwerk (LAN) wie zum Beispiel ein Intranet oder ein Weitverkehrsnetzwerk oder ein Weitverkehrsnetzwerk (WAN) wie zum Beispiel das Internet einschließen. Beliebige oder sämtliche Komponenten des Systems 700 können in Verbindung mit der vorliegenden Offenbarung verwendet werden.

Diese vorstehend beschriebenen Funktionen können in digitaler elektronischer Schaltung, in Computersoftware, -firmware oder -hardware implementiert werden. Die Techniken können unter Verwendung eines oder mehrerer Computerprogrammprodukte umgesetzt werden. Programmierbare Prozessoren und Computer können in Mobilvorrichtungen enthalten oder als solche umgesetzt sein. Die Verfahren und Logikabläufe können von einem oder mehreren programmierbaren Prozessoren und von einer oder mehreren programmierbaren logischen Schaltungen ausgeführt werden. Computervorrichtungen und Speichervorrichtungen für allgemeine und besondere Zwecke können über Kommunikationsnetze miteinander verbunden sein.

Einige Ausgestaltungen beinhalten elektronische Komponenten wie zum Beispiel Mikroprozessoren und Speicher, die Computerprogrammanweisungen in einem maschinenlesbaren oder computerlesbaren Medium speichern (alternativ dazu als computerlesbare Speichermedien, maschinenlesbare Medien oder maschinenlesbare Speichermedien bezeichnet). Zu einigen Beispielen für derartige computerlesbare Medien zählen RAM, ROM, Nur-Lese-CDs (CD-ROM), beschreibbare CDs (CD-R), wiederbeschreibbare CDs (CD-RW), Nur-Lese-DVDs (z. B. DVD-ROM, Doppelschicht-DVD-ROM), eine Vielzahl beschreibbarer/wiederbeschreibbarer DVDs (z. B. DVD-RAM, DVD-RW, DVD+RW usw.), Flash-Speicher (z. B. SD-Karten, Mini-SD-Karten, Mikro-SD-Karten usw.), Magnet- und/oder Festkörperlaufwerke, Nur-Lese- und beschreibbare Blu-Ray® Discs, Ultra Density Optical Discs und sonstige optische oder magnetische Medien und Disketten. Die computerlesbaren Medien können ein Computerprogramm speichern, das von mindestens einer Verarbeitungseinheit ausgeführt werden kann und Anweisungssätze zum Ausführen verschiedener Vorgänge beinhaltet. Zu Beispielen für Computerprogramme oder Computercode zählen Maschinencode, der beispielsweise von einem Compiler erzeugt wird, und übergeordneten Code enthaltende Dateien, die von einem Computer, einer elektronischen Vorrichtung oder einem Mikroprozessor unter Verwendung eines Interpreters ausgeführt werden.

Wenngleich sich die vorstehende Erörterung primär auf Mikroprozessor oder Mehrkemprozessoren bezieht, die Software ausführen, werden einige Implementierungen von einer oder mehreren integrierten Schaltungen ausgeführt, wie zum Beispiel anwendungsspezifischen integrierten Schaltungen (ASICs) oder im Feld programmierbaren Gate-Arrays (Field Programmable Gate Arrays, FGPAs). In derartigen Ausgestaltungen führen integrierte Schaltungen Anweisungen aus, die auf der Schaltung selbst gespeichert sind. Dementsprechend können die Schritte der Vorgänge aus Verfahren 600 in 6, die vorstehend beschrieben sind, unter Verwendung von System 700 oder einem beliebigen Computersystem implementiert werden, das Verarbeitungsschaltung oder ein Computerprogrammprodukt aufweist und darin gespeicherte Anweisungen enthält, die, wenn sie von mindestens einem Prozessor ausgeführt werden, bewirken, dass der Prozessor Funktionen in Bezug auf diese Verfahren ausführt.

In der vorliegenden Beschreibung und sämtlichen Ansprüchen dieser Anmeldung beziehen sich die Ausdrücke „Computer“, „Server“, „Prozessor“ und Speicher“ allesamt auf elektronische oder sonstige technologische Vorrichtungen. Diese Ausdrücke schließen Menschen oder Menschengruppen aus. Im hier verwendeten Sinne beziehen sich die Ausdrücke „computerlesbares Medium“ und „computerlesbare Medien“ im Allgemeinen auf greifbare, physische und nichtflüchtige elektronische Speichermedien, die Informationen in einer Form speichern, die für einen Computer lesbar sind.

Ausführungsformen des in der vorliegenden Beschreibung beschriebenen Gegenstands können in einem Computersystem implementiert sein, das eine Back-End-Komponente, z. B. einen Datenserver; eine Middleware-Komponente, z. B. einen Anwendungsserver; eine Front-End-Komponente, z. B. einen Client-Computer mit einer grafischen Benutzeroberfläche oder einem Webbrowser, über den ein Benutzer mit einer Implementierung des in der vorliegenden Beschreibung beschriebenen Gegenstand interagieren kann; oder eine beliebige Kombination aus einer oder mehreren derartigen Back-End-, Middleware- und Front-End-Komponenten beinhaltet. Die Komponenten des Systems können über eine beliebige Form oder ein beliebiges Medium der digitalen Datenübertragung, z. B. ein Kommunikationsnetz, miteinander verbunden sein. Zu Beispielen für Kommunikationsnetze zählen ein lokales Netzwerk (LAN) und ein Weitverkehrsnetzwerk (WAN), ein Verbindungsnetz (z. B. das Internet) und Peer-to-Peer-Netzwerke (z. B. Ad-hoc-Peer-to-Peer-Netzwerke).

Das Computersystem kann Clients und Server beinhalten. Ein Client und ein Server sind im Allgemeinen voneinander getrennt und interagieren typischerweise über ein Kommunikationsnetz. Die Beziehung von Client und Server tritt aufgrund eines Computerprogramms auf, das auf den jeweiligen Computern abläuft und eine Client-Server-Beziehung zu dem anderen aufweist. In einigen Ausführungsformen sendet ein Server Daten (z. B. eine Webseite) an eine Client-Vorrichtung (z. B. um einem Benutzer, der mit der Client-Vorrichtung interagiert, Daten anzuzeigen oder von ihm Benutzereingaben zu empfangen). An der Client-Vorrichtung erzeugte Daten (z. B. infolge der Benutzerinteraktion) kann von der Client-Vorrichtung an dem Server empfangen werden.

Es versteht sich, dass es sich bei beliebigen konkreten Reihenfolgen oder Rangfolgen von Schritten in den offenbarten Verfahren um eine Veranschaulichung beispielhafter Vorgehensweisen handelt. Es versteht sich, dass die konkrete Reihenfolge oder Rangfolge von Schritten in den Verfahren auf Grundlage von Gestaltungspräferenzen umgeordnet werden kann oder dass alle veranschaulichten Schritte ausgeführt werden können. Einige der Schritte können gleichzeitig ausgeführt werden. Beispielsweise können unter bestimmten Umständen Multitasking und Parallelverarbeitung vorteilhaft sein. Darüber hinaus ist die Trennung verschiedener Systemkomponenten in den vorstehend beschriebenen Ausführungsformen nicht so zu verstehen, dass eine derartige Trennung in allen Ausführungsformen erforderlich ist, und es versteht sich, dass die beschriebenen Programmkomponenten und Systeme im Allgemeinen zusammen in ein einziges Softwareprodukt integriert oder in mehreren Softwareprodukten umgesetzt sein können.

Ferner können die hier beschriebenen beispielhaften Verfahren von einem System implementiert werden, das eine Verarbeitungsschaltung oder ein Computerprogrammprodukt einschließlich Anweisungen beinhaltet, die, wenn sie von mindestens einem Prozessor ausgeführt werden, bewirken, dass der Prozessor beliebige der hier beschriebenen Verfahren ausführt.

Somit wurde ein EM-Telemetriesystem mit tellurischer Referenzierung beschrieben. Ausführungsformen eines EM-Telemetriesystems mit tellurischer Referenzierung zur Verwendung mit Bohrlochausrüstungen beinhalten einen Bohrlochsendeempfänger, der einen Sender für codierte Signale umfasst, einen Bohrlochsensor, der zur Überwachung der Bohrlochausrüstung angeordnet ist, wobei der Bohrlochsensor mit dem Sender gekoppelt ist, einen Empfänger für codierte Signale, einen Referenzempfänger, der von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet ist und in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht, und ein tellurisches Spannungsmodul, das mit einem von dem Empfänger für codierte Signale oder dem Referenzempfänger gekoppelt ist. Außerdem wurde ein elektromagnetisches (EM) Telemetriesystem zur Verwendung mit Bohrlochausrüstung in einem Bohrloch, das sich von einer Oberfläche erstreckt, beschrieben und kann im Allgemeinen einen Sensor, der in dem Bohrloch positioniert ist und zum Überwachen der Bohrlochausrüstung angeordnet ist, einen Bohrlochsendeempfänger, der in dem Bohrloch angeordnet ist, wobei der Bohrlochsendeempfänger einen Sender für codierte Signale, einen Empfänger für codierte Signale, der an die Oberfläche angrenzend angeordnet ist, einen Referenzempfänger, der an die Oberfläche angrenzend angeordnet ist und von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet ist, wobei der Referenzempfänger in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale steht, und ein tellurisches Spannungsmodul beinhalten, das mit einem von dem Empfänger für codierte Signale oder dem Referenzempfänger gekoppelt ist.

Bei beliebigen der vorstehenden Ausführungsformen kann das System ein beliebiges der folgenden Elemente, allein oder in Kombination miteinander, beinhalten: die Bohrlochausrüstung ist aus einer Gruppe bestehend aus Bohrlochausrüstung, Ausrüstung zum Aufzeichnen während des Bohrens (LWD) und Ausrüstung zum Messen während des Bohrens (MWD) und Förderausrüstung ausgewählt; der Sensor ist aus einer Gruppe bestehend aus Temperatursensoren, Drucksensoren, Dehnungssensoren, ph-Wert-Sensoren, Dichtesensoren, Viskositätssensoren, Sensoren für die chemische Zusammensetzung, Radioaktivitätssensoren, Widerstandssensoren, akustischen Sensoren, Potenzialsensoren, mechanischen Sensoren, NMR-Aufzeichnungssensoren, Schwerkraftsensor, einem Drucksensor, Fixlängenliniensensor, optischen Spurführungssensor, einem Fluidmesssensor, einem Beschleunigungsintegrationssensor, einem Geschwindigkeitszeitablaufsensor, einem Wegstreckenzähler, einem Magnetmerkmalspurverfolgungssensor, einem Optikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Elektromerkmalspurverfolgungssensor, einem Akustikmerkmalspurverfolgungssensor, einem Koppelnavigationssensor, einem Formationssensor, einem Ausrichtungssensor, einer Art Impedanzsensor und einem Durchmessersensor ausgewählt; der Referenzempfänger steht über einen drahtlosen Kommunikationssender in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale; der Referenzempfänger steht über ein Kabel in Kommunikationsverbindung mit dem Empfänger für codierte Signale; der Referenzempfänger ist ungefähr 10 km von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet; der Referenzempfänger ist zwischen 5 km und 20 km von dem Empfänger für codierte Signale beabstandet; der Referenzempfänger wird unter Verwendung einer Synchronisierung mittels GPS (globales Positionsbestimmungssystem) mit dem Empfänger für codierte Signale synchronisiert; der Empfänger für codierte Signale ist mit einer Gegenelektrode gekoppelt; die Gegenelektrode beinhaltet eine galvanische Elektrode; die Gegenelektrode beinhaltet eine kapazitive Elektrode; ein codiertes Signal, das Sensorinformationen in Bezug auf die Bohrlochausrüstung umfasst; das codierte Signal wird unter Verwendung mindestens eines von mindestens einer von Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung, Mehrtonverfahren und orthogonalem Frequenzmultiplexverfahren codiert; ein Referenzsignal, das Sensorinformationen in Bezug auf einen tellurischen Strom umfasst; das Referenzsignal wird auf Grundlage einer Stärke und Richtung eines Magnetfelds bestimmt, das durch den tellurischen Strom induziert wird; das Referenzsignal wird auf Grundlage der Stärke und Richtung des Magnetfelds in einer zweidimensionalen Ebene bestimmt, die parallel zu einer Erdoberflächenebene verläuft; der Referenzempfänger ist mit einem gekreuzten Paar Magnetfeldsensoren gekoppelt; der Referenzempfänger ist mit einem oder mehreren induktiven Sensoren gekoppelt; der Referenzempfänger ist mit einem oder mehreren Magnetometern gekoppelt, das Referenzsignal wird mit einem Impedanztensor multipliziert und mit einer Entfernung zwischen der Oberflächenanordnung und einem Bohrlochkopf skaliert, um ein tellurisches Spannungssignal zu bestimmen; der Impedanztensor wird vor dem Senden und Empfangen des codierten Signals geschätzt; das tellurische Spannungsmodul subtrahiert das tellurische Spannungssignal von dem codierten Signal, um tellurisches Rauschen in dem codierten Signal zu beseitigen.

Es wurde ein Verfahren zum Empfangen von Informationen von einem Bohrlochsendeempfänger beschrieben. Ausführungsformen des Verfahrens können das Empfangen eines codierten Signals, das Empfangen eines Referenzsignals, das Beseitigen von tellurischem Rauschen in dem empfangenen codierten Signal unter Verwendung des Referenzsignals und das Wiederherstellen der Informationen aus dem codierten Signal beinhalten. Das codierte Signal wird an einer ersten Position gemessen, und das Referenzsignal wird gleichzeitig mit dem codierten Signal an einer zweiten Position gemessen, die von der ersten Position beabstandet ist. Weitere Ausführungsformen des Verfahrens können das Überwachen der Bohrlochausrüstung in einem Bohrloch, das Erzeugen von Informationen zu der Bohrlochausrüstung, das Senden eines codierten Signals einschließlich der erzeugten Informationen, das Empfangen des codierten Signals, das Empfangen eines Referenzsignals, das Beseitigen von tellurischem Rauschen in dem empfangenen codierten Signal unter Verwendung des Referenzsignals und das Wiederherstellen der Informationen aus dem codierten Signal beinhalten.

Bei den vorstehenden Ausführungsformen kann das Verfahren einen beliebigen der folgenden Schritte, allein oder in Kombination miteinander, beinhalten: Messen des codierten Signals an einer ersten Position und Messen eines Referenzsignals gleichzeitig mit dem codierten Signal an einer zweiten Position, die von der ersten Position beabstandet ist; Bohren eines Bohrlochs und Erzeugen von Informationen aus dem Inneren des Bohrlochs über die Bohrlochausrüstung in dem Bohrloch; Einsetzen der Bohrlochförderausrüstung in ein Bohrloch und Erzeugen von Informationen aus dem Inneren des Bohrlochs über die Bohrlochförderausrüstung; die Informationen beinhalten eines oder mehrere von Daten zum Messen während des Bohrens und Daten zum Aufzeichnen während des Bohrens ; die erste Position ist ungefähr 10 km von der zweiten Position beabstandet; die erste Position ist zwischen 5 km und 20 km von der zweiten Position beabstandet; das Referenzsignal wird über eine Drahtlosverbindung empfangen; das Referenzsignal wird über ein Kabel empfangen; das Referenzsignal wird mit dem codierten Signal unter Verwendung von Synchronisation mittels GPS (globales Positionsbestimmungssystem) synchronisiert; das codierte Signal wird von einer Gegenelektrode empfangen; die Gegenelektrode beinhaltet eine galvanische Elektrode; die Gegenelektrode beinhaltet eine kapazitive Elektrode; das codierte Signal wird unter Verwendung mindestens eines von mindestens einer von Pulsweitenmodulation, Pulsphasenmodulation, Ein-Aus-Tastung, Amplitudenmodulation, Frequenzmodulation, Einseitenbandmodulation, Frequenzumtastung, Phasenumtastung, Mehrtonverfahren und orthogonalem Frequenzmultiplexverfahren codiert; das Referenzsignal wird auf Grundlage einer Stärke und Richtung eines Magnetfelds bestimmt, das durch einen tellurischen Strom induziert wird; das referenzierte Signal wird auf Grundlage der Stärke und Richtung des Magnetfelds in einer zweidimensionalen Ebene bestimmt, die parallel zu einer Erdoberflächenebene verläuft; Stärke und Richtung des Magnetfelds werden unter Verwendung des gekreuzten Paars Magnetfeldsensoren bestimmt; die Magnetfeldsensoren; die Stärke und Richtung des Magnetfelds werden unter Verwendung einer oder mehrerer Induktionsspulen bestimmt; die Stärke und Richtung des Magnetfelds werden unter Verwendung eines oder mehrerer Magnetometer bestimmt; das Referenzsignal wird mit einem Impedanztensor multipliziert und mit einer Entfernung zwischen der ersten Position und einem Bohrlochkopf skaliert, um das tellurische Spannungssignal zu bestimmen; und der Impedanztensor wird vor dem Empfangen des codierten Signals geschätzt; die tellurische Spannung wird von dem empfangenen codierten Signal subtrahiert.

Wenngleich sich die vorstehende Offenbarung auf die konkreten Ausführungsformen der Offenbarung bezieht, liegen für den Fachmann verschiedene Modifikationen auf der Hand. Es ist beabsichtigt, dass alle Variationen innerhalb des Schutzumfangs und Geistes der beigefügten Ansprüche von der vorstehenden Offenbarung abgedeckt sind.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG

Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.

Zitierte Nicht-Patentliteratur

  • K. Vozoff, The Magnetotelluric Method in the Exploration of Sedimentary Basins, Geophysics, Bd. 37, Nr. 1, S. 98-141 (1972) [0040]