[go: up one dir, main page]

RU2017115680A - Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов - Google Patents

Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов Download PDF

Info

Publication number
RU2017115680A
RU2017115680A RU2017115680A RU2017115680A RU2017115680A RU 2017115680 A RU2017115680 A RU 2017115680A RU 2017115680 A RU2017115680 A RU 2017115680A RU 2017115680 A RU2017115680 A RU 2017115680A RU 2017115680 A RU2017115680 A RU 2017115680A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
clock
frequency
clock signal
derivative
borehole
Prior art date
Application number
RU2017115680A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2017115680A3 (ru
RU2682828C2 (ru
Inventor
Пол Ф. РОДНИ
Пол Эндрю КУПЕР
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2017115680A3 publication Critical patent/RU2017115680A3/ru
Publication of RU2017115680A publication Critical patent/RU2017115680A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2682828C2 publication Critical patent/RU2682828C2/ru

Links

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
    • 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
    • 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
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • 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
    • E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/24—Recording seismic data
    • G01V1/26—Reference-signal-transmitting devices, e.g. indicating moment of firing of shot
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G04—HOROLOGY
    • G04D—APPARATUS OR TOOLS SPECIALLY DESIGNED FOR MAKING OR MAINTAINING CLOCKS OR WATCHES
    • G04D7/00—Measuring, counting, calibrating, testing or regulating apparatus
    • G04D7/002—Electrical measuring and testing apparatus
    • G04D7/003—Electrical measuring and testing apparatus for electric or electronic clocks
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03B—GENERATION OF OSCILLATIONS, DIRECTLY OR BY FREQUENCY-CHANGING, BY CIRCUITS EMPLOYING ACTIVE ELEMENTS WHICH OPERATE IN A NON-SWITCHING MANNER; GENERATION OF NOISE BY SUCH CIRCUITS
    • H03B5/00—Generation of oscillations using amplifier with regenerative feedback from output to input
    • H03B5/02—Details
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2200/00—Details of seismic or acoustic prospecting or detecting in general
    • G01V2200/10—Miscellaneous details
    • G01V2200/12—Clock synchronization-related issues
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03B—GENERATION OF OSCILLATIONS, DIRECTLY OR BY FREQUENCY-CHANGING, BY CIRCUITS EMPLOYING ACTIVE ELEMENTS WHICH OPERATE IN A NON-SWITCHING MANNER; GENERATION OF NOISE BY SUCH CIRCUITS
    • H03B5/00—Generation of oscillations using amplifier with regenerative feedback from output to input
    • H03B5/30—Generation of oscillations using amplifier with regenerative feedback from output to input with frequency-determining element being electromechanical resonator
    • H03B5/32—Generation of oscillations using amplifier with regenerative feedback from output to input with frequency-determining element being electromechanical resonator being a piezoelectric resonator

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Electric Clocks (AREA)
  • Testing, Inspecting, Measuring Of Stereoscopic Televisions And Televisions (AREA)
  • Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)

Claims (34)

1. Устройство, содержащее
скважинный генератор тактовых импульсов;
приемный элемент для приема производного тактового сигнала в случае, когда скважинный генератор тактовых импульсов расположен в скважине, причем производный тактовый сигнал получают из поверхностного тактового сигнала, связанного с поверхностным генератором тактовых импульсов, при этом частота производного тактового сигнала составляет менее одной пятой частоты поверхностного тактового сигнала; и
измерительную схему для измерения частоты производного тактового сигнала в единицах нескорректированной скважинной тактовой частоты, связанной со скважинным генератором тактовых импульсов, для обеспечения эквивалента измеренной частоты.
2. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее корпус для размещения скважинного генератора тактовых импульсов и измерительной схемы, причем корпус содержит одно из: переводник бурильной колонны или зонд на кабеле.
3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что приемный элемент содержит по меньшей мере одно из: изолированный зазор или катушку.
4. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее передатчик для передачи производного тактового сигнала к приемному элементу.
5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что передатчик содержит по меньшей мере одно из: источник телеметрических сигналов, источник сейсмических сигналов или источник волн давления.
6. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что передатчик расположен на морском дне.
7. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что поверхностный генератор тактовых импульсов расположен на морском дне, на буровой установке или на суше выше береговой линии.
8. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее по меньшей мере один повторитель для приема производного тактового сигнала в сочетании с первой несущей частотой, и повторной передачи производного тактового сигнала, в сочетании со второй несущей частотой, отличной от первой несущей частоты.
9. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее процессор для коррекции результатов измерения времени, выполненных с использованием скважинного генератора тактовых импульсов, основываясь на эквиваленте измеренной частоты производного тактового сигнала или основываясь на фактической частоте скважинного генератора тактовых импульсов, определенной в соответствии с эквивалентом измеренной частоты.
10. Способ, включающий
прием производного тактового сигнала в скважине, причем производный тактовый сигнал получают из поверхностного тактового сигнала, связанного с поверхностным генератором тактовых импульсов, при этом частота производного тактового сигнала составляет менее одной пятой частоты поверхностного тактового сигнала; и
измерение частоты производного тактового сигнала в единицах нескорректированной скважинной тактовой частоты, связанной со скважинным генератором тактовых импульсов для обеспечения эквивалента измеренной частоты.
11. Способ по п. 10, дополнительно включающий определение фактической частоты скважинного генератора тактовых импульсов, основываясь на эквиваленте измеренной частоты.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что определение фактической частоты скважинного генератора тактовых импульсов включает определение отображения между тактами поверхностного генератора тактовых импульсов и тактами скважинного генератора тактовых импульсов.
13. Способ по п. 10, дополнительно включающий коррекцию результатов измерения времени, выполненную с использованием скважинного генератора тактовых импульсов, основываясь на эквиваленте измеренной частоты или на фактической частоте скважинного генератора тактовых импульсов.
14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что стабильность частоты поверхностного тактового сигнала, по меньшей мере, в десять раз превышает стабильность нескорректированной скважинной тактовой частоты.
15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что частота производного тактового сигнала составляет от около 0,1 до около 100 циклов в секунду.
16. Способ по п. 10, отличающийся тем, что измерение включает подсчет числа тактов скважинного генератора тактовых импульсов, определяемых заранее выбранным числом циклов, связанных с производным тактовым сигналом, причем период каждого из тактов скважинного генератора тактовых импульсов определяется с помощью нескорректированной скважинной тактовой частоты.
17. Способ по п. 10, отличающийся тем, что измерение включает дискретизацию аналоговой формы сигнала производного тактового сигнала в интервалах, определенных с помощью нескорректированной скважинной тактовой частоты.
18. Способ по п. 10, отличающийся тем, что измерение дополнительно включает
преобразование аналогового сигнала в цифровой сигнал; и оценку частоты цифрового сигнала в соответствии с интервалами, определенными с помощью нескорректированной скважинной тактовой частоты.
19. Способ по п. 10, отличающийся тем, что частота поверхностного тактового сигнала приблизительно такая же, как нескорректированная скважинная тактовая частота.
20. Способ по п. 10, отличающийся тем, что прием включает прием производного тактового сигнала в изолированном зазоре бурильной колонны во время остановки операции бурения, когда буровое долото, связанное с бурильной колонной, находится в неподвижном состоянии.
21. Способ по п. 10, дополнительно включающий передачу производного тактового сигнала к изолированному зазору или катушке в скважине.
22. Способ по п. 10, дополнительно включающий передачу производного тактового сигнала с поверхности Земли или буровой платформы.
23. Изделие, включающее машинно-доступный носитель, содержащий хранящиеся на нем команды, причем в случае, когда выполняют обращение к командам, осуществляется преобразование машины в специализированную машину, которая выполняет
прием производного тактового сигнала в скважине, причем производный тактовый сигнал получают из поверхностного тактового сигнала, связанного с поверхностным генератором тактовых импульсов, при этом частота производного тактового сигнала составляет менее одной пятой частоты поверхностного тактового сигнала; и
измерение частоты производного тактового сигнала в единицах нескорректированной скважинной тактовой частоты, связанной со скважинным генератором тактовых импульсов для обеспечения эквивалента измеренной частоты.
24. Изделие по п. 23, отличающееся тем, что при обращении к командам машиной выполняется передача производного тактового сигнала в обсадную колонну скважины.
25. Изделие по п. 23, отличающееся тем, что при обращении к командам машиной выполняется корректировка эквивалента измеренной частоты в соответствии с измеренной или предполагаемой механической скоростью проходки, связанной со скважинной операцией бурения.
26. Изделие по п. 23, отличающееся тем, что частота производного тактового сигнала связана с частотой поверхностного тактового сигнала с помощью коэффициента M/N, где M и N являются целыми числами.
RU2017115680A 2014-12-05 2014-12-05 Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов RU2682828C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2014/068773 WO2016089420A1 (en) 2014-12-05 2014-12-05 Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017115680A3 RU2017115680A3 (ru) 2019-01-09
RU2017115680A true RU2017115680A (ru) 2019-01-09
RU2682828C2 RU2682828C2 (ru) 2019-03-21

Family

ID=56092177

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017115680A RU2682828C2 (ru) 2014-12-05 2014-12-05 Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10280739B2 (ru)
AU (1) AU2014412808B2 (ru)
BR (1) BR112017009027A2 (ru)
CA (1) CA2966729A1 (ru)
GB (1) GB2546671B (ru)
NO (1) NO20170715A1 (ru)
RU (1) RU2682828C2 (ru)
WO (1) WO2016089420A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2966729A1 (en) 2014-12-05 2016-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods
CN109356572B (zh) * 2018-11-01 2022-07-22 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种中子密度一体化仪器
CN115220332B (zh) * 2022-07-18 2024-08-27 无锡中微爱芯电子有限公司 一种用于电波钟接收的检波电路

Family Cites Families (87)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3820063A (en) 1973-03-12 1974-06-25 Mobil Oil Corp Logging-while-drilling encoder
US3821696A (en) 1973-03-13 1974-06-28 Mobil Oil Downhole data generator for logging while drilling system
US3886495A (en) 1973-03-14 1975-05-27 Mobil Oil Corp Uphole receiver for logging-while-drilling system
US4001775A (en) 1973-10-03 1977-01-04 Mobil Oil Corporation Automatic bit synchronization method and apparatus for a logging-while-drilling receiver
US4166979A (en) 1976-05-10 1979-09-04 Schlumberger Technology Corporation System and method for extracting timing information from a modulated carrier
US4284979A (en) 1977-07-22 1981-08-18 General Electric Company Coding system for simultaneously signaling selected ones of a plurality of devices
US4136327A (en) 1977-07-22 1979-01-23 General Electric Company Well survey system modulation technique
US4320473A (en) 1979-08-10 1982-03-16 Sperry Sun, Inc. Borehole acoustic telemetry clock synchronization system
CA1188979A (en) 1981-11-09 1985-06-18 Ross E. Smith Pump noise filtering apparatus for a borehole measurement while drilling system utilizing drilling fluid pressure sensing and drilling fluid velocity sensing
CA1189442A (en) 1981-11-09 1985-06-25 Gary D. Berkenkamp Pump noise filtering apparatus for a borehole measurement while drilling system utilizing drilling fluid pressure sensing
US4590593A (en) 1983-06-30 1986-05-20 Nl Industries, Inc. Electronic noise filtering system
SU1615350A1 (ru) 1988-12-06 1990-12-23 Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики Устройство дл измерени глубины скважин в процессе бурени
JPH0666768B2 (ja) 1990-05-17 1994-08-24 石油公団 Ｍｗｄ用伝送方式
SU1796014A3 (ru) * 1990-07-23 1993-02-15 Фиpma "Гaзпpибopabtomatиka" Скважинный гидролокатор
US5343152A (en) 1992-11-02 1994-08-30 Vector Magnetics Electromagnetic homing system using MWD and current having a funamental wave component and an even harmonic wave component being injected at a target well
EP0635137A4 (en) 1992-11-13 1995-04-19 Western Atlas Int Inc HIGH TEMPERATURE STABILIZED TIME BASE.
US5594343A (en) 1994-12-02 1997-01-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas
US5899958A (en) * 1995-09-11 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device
US5995449A (en) * 1995-10-20 1999-11-30 Baker Hughes Inc. Method and apparatus for improved communication in a wellbore utilizing acoustic signals
FR2742880B1 (fr) 1995-12-22 1998-01-23 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour l'acquisition de signaux en cours de forage
US5963036A (en) 1996-02-07 1999-10-05 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method for determining properties of earth formations that have been invaded by borehole fluid
US5900059A (en) 1996-05-29 1999-05-04 Komatsu Electronic Metals Co., Ltd. Method and apparatus for fabricating semiconductor single crystal
US5924499A (en) 1997-04-21 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic data link and formation property sensor for downhole MWD system
US6424595B1 (en) 1999-03-17 2002-07-23 Baker Hughes Incorporated Seismic systems and methods with downhole clock synchronization
US6370082B1 (en) 1999-06-14 2002-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry system with drilling noise cancellation
US6308137B1 (en) 1999-10-29 2001-10-23 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for communication with a downhole tool
US6400646B1 (en) 1999-12-09 2002-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method for compensating for remote clock offset
FR2805896B1 (fr) 2000-03-01 2004-11-19 Geoservices Dispositif et procede de mesures sismiques dans un puits de forage
US6439046B1 (en) 2000-08-15 2002-08-27 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for synchronized formation measurement
US6630890B1 (en) 2000-09-22 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Methods, systems and tools for borehole logging
US6341498B1 (en) 2001-01-08 2002-01-29 Baker Hughes, Inc. Downhole sorption cooling of electronics in wireline logging and monitoring while drilling
US6920085B2 (en) 2001-02-14 2005-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Downlink telemetry system
US6606009B2 (en) 2001-03-08 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Self-compensating ovenized clock adapted for wellbore applications
US6618674B2 (en) 2001-07-31 2003-09-09 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measurement alignment
US7011152B2 (en) 2002-02-11 2006-03-14 Vetco Aibel As Integrated subsea power pack for drilling and production
US7668041B2 (en) 2002-03-28 2010-02-23 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for acquiring seismic data while tripping
JP2004126503A (ja) 2002-03-28 2004-04-22 Nikon Corp マイクロアクチュエータ及びこれを用いた光スイッチ
US20050047275A1 (en) 2003-09-01 2005-03-03 Geo-X Systems, Ltd. Synchronization and positioning of seismic data acquisition systems
US6912465B2 (en) 2002-12-12 2005-06-28 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining downhole clock drift
US7230543B2 (en) 2003-07-09 2007-06-12 Weatherford Canada Partnership Downhole clock synchronization apparatus and methods for use in a borehole drilling environment
US7046584B2 (en) 2003-07-09 2006-05-16 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Compensated ensemble crystal oscillator for use in a well borehole system
US7212075B2 (en) 2003-07-18 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole clock having temperature compensation
US7139218B2 (en) 2003-08-13 2006-11-21 Intelliserv, Inc. Distributed downhole drilling network
US6837105B1 (en) * 2003-09-18 2005-01-04 Baker Hughes Incorporated Atomic clock for downhole applications
US20050132246A1 (en) 2003-12-01 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for adjusting time settings
US7253671B2 (en) 2004-06-28 2007-08-07 Intelliserv, Inc. Apparatus and method for compensating for clock drift in downhole drilling components
US7453768B2 (en) * 2004-09-01 2008-11-18 Hall David R High-speed, downhole, cross well measurement system
US7135933B2 (en) 2004-09-29 2006-11-14 Intelliserv, Inc. System for adjusting frequency of electrical output pulses derived from an oscillator
US20060114746A1 (en) 2004-11-29 2006-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry system using passband equalization
US20060180349A1 (en) 2005-02-16 2006-08-17 Baker Hughes Incorporated Time and depth correction of MWD and wireline measurements using correlation of surface and downhole measurements
US7551516B2 (en) 2005-03-09 2009-06-23 Aram Systems, Ltd. Vertical seismic profiling method utilizing seismic communication and synchronization
GB2449195A (en) 2006-02-14 2008-11-12 Baker Hughes Inc System and method for measurement while drilling telemetry
US7969819B2 (en) 2006-05-09 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method for taking time-synchronized seismic measurements
US8902695B2 (en) 2006-12-06 2014-12-02 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for clock shift correction for measurement-while-drilling measurements
US8107317B2 (en) 2006-12-28 2012-01-31 Schlumberger Technology Corporation Technique and system for performing a cross well survey
US20090195408A1 (en) 2007-08-29 2009-08-06 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for high-speed telemetry while drilling
US8605543B2 (en) 2007-09-21 2013-12-10 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for correcting the timing function in a nodal seismic data acquisition unit
US8069932B2 (en) 2007-11-29 2011-12-06 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining formation pararmeters using a seismic tool array
CN201137488Y (zh) 2007-12-29 2008-10-22 中国石化集团胜利石油管理局钻井工艺研究院 一种井深信号模拟器
US8195397B2 (en) 2008-01-18 2012-06-05 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for time measurement in downhole measurement processes
US8181057B2 (en) 2008-02-22 2012-05-15 Schlumberger Technology Corporation Time synchronization in units at different locations
US7912647B2 (en) * 2008-03-20 2011-03-22 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for measuring true vertical depth in a borehole
US7982550B1 (en) 2008-07-01 2011-07-19 Silicon Laboratories Highly accurate temperature stable clock based on differential frequency discrimination of oscillators
US8749400B2 (en) 2008-08-18 2014-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Symbol synchronization for downhole OFDM telemetry
CN101676517A (zh) 2008-09-17 2010-03-24 上海市电力公司 水平导向钻管线轨迹自主测绘定位系统及其测绘定位方法
US8514098B2 (en) 2009-04-28 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation Synchronization between devices
US8378839B2 (en) 2009-05-26 2013-02-19 Intelliserv, Llc Methods for clock synchronization in wellbore instruments
US8731837B2 (en) 2009-06-11 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for associating time stamped measurement data with a corresponding wellbore depth
US8947974B2 (en) 2009-06-23 2015-02-03 Baker Hughes Incorporated Seismic measurements while drilling
US8730764B2 (en) 2009-07-30 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation Telemetry coding and surface detection for a mud pulser
CN201486545U (zh) 2009-09-02 2010-05-26 中国石油天然气集团公司 一种井下振动测量仪
US20110141850A1 (en) 2009-12-15 2011-06-16 Pgs Onshore, Inc. Electromagnetic system for timing synchronization and location determination for seismic sensing systems having autonomous (NODAL) recording units
US8805632B2 (en) 2010-04-07 2014-08-12 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for clock synchronization
US8570833B2 (en) 2010-05-24 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Downlinking communication system and method
US8792304B2 (en) 2010-05-24 2014-07-29 Schlumberger Technology Corporation Downlinking communication system and method using signal transition detection
WO2012064610A2 (en) 2010-11-08 2012-05-18 Schlumberger Canada Limited System and method for communicating data between wellbore instruments and surface devices
US20120163523A1 (en) 2010-12-22 2012-06-28 Smith International, Inc. Synchronization methods for downhole communication
US20130057411A1 (en) 2011-03-01 2013-03-07 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for synchronization of downhole tool with remote transmitters and sensors
US9250347B2 (en) 2011-06-10 2016-02-02 Baker Hughes Incorporated Method to look ahead of the bit
WO2013036672A1 (en) 2011-09-07 2013-03-14 Synaptics Incorporated Capacitive sensing during non-display update times
US9146334B2 (en) 2011-09-13 2015-09-29 Baker Hughes Incorporated Method of phase synchronization of MWD or wireline apparatus separated in the string
US20140354446A1 (en) * 2011-12-29 2014-12-04 Schlumberger Technology Corporation Cable Telemetry Synchronization System and Method
US20130194892A1 (en) 2012-01-29 2013-08-01 Daniel Golparian Autonomous System for Hydrofracture Monitoring
US9618646B2 (en) 2012-02-21 2017-04-11 Bakery Hughes Incorporated Acoustic synchronization system, assembly, and method
CN202441366U (zh) 2012-03-05 2012-09-19 黑龙江八一农垦大学 一种用于钻井压力测量系统中的数据存储和接口电路
EP2733509A1 (en) 2012-11-19 2014-05-21 Services Pétroliers Schlumberger Wellbore instrument clock oscillator and instrument system made therewith
CA2966729A1 (en) 2014-12-05 2016-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole clock calibration apparatus, systems, and methods

Also Published As

Publication number Publication date
AU2014412808B2 (en) 2018-02-01
NO20170715A1 (en) 2017-05-02
RU2017115680A3 (ru) 2019-01-09
AU2014412808A1 (en) 2017-04-27
RU2682828C2 (ru) 2019-03-21
WO2016089420A1 (en) 2016-06-09
US20170211375A1 (en) 2017-07-27
GB2546671A (en) 2017-07-26
US10280739B2 (en) 2019-05-07
CA2966729A1 (en) 2016-06-09
GB2546671B (en) 2020-10-14
BR112017009027A2 (pt) 2018-02-06
GB201706318D0 (en) 2017-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10393921B2 (en) Method and system for calibrating a distributed vibration sensing system
Collett et al. Gulf of Mexico Gas Hydrate Joint Industry Project Leg II logging-while-drilling data acquisition and analysis
US8749398B2 (en) Methods for clock synchronization in wellbore instruments
US20200371266A1 (en) Downhole ranging from multiple boreholes
BRPI0707834B1 (pt) Sistema e método para cancelamento de ruído em telemetria de pulso na lama
RU2630005C2 (ru) Удаление псевдоэхо- сигналов из акустических волн
MX2020008595A (es) Métodos de procesamiento de datos por vibración durante la perforación.
EA029036B1 (ru) Система донных сейсмических станций для морской донной сейсморазведки
US20160154133A1 (en) Systems and methods of providing compensated geological measurements
CN111614454B (zh) 一种高精度的同步时钟修正方法及系统
CA2895025C (en) Sourceless density determination apparatus, methods, and systems
BR112012022931B1 (pt) Método para identificar discrepâncias de temporizações de relógio em pelo menos um relógio de interesse que esteja associado com um receptor sísmico
RU2013111855A (ru) Наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда
BR112014005084B1 (pt) Método e aparelho para reduzir interferência em um sinal recebido de telemetria de fundo de poço
BR112019024776B1 (pt) Método para sincronizar sinais, e, sistema para medir parâmetros de formação.
RU2017115680A (ru) Устройство, система и способ калибровки скважинного генератора тактовых импульсов
AU2012376842B2 (en) Compressional velocity correction apparatus, methods, and systems
GB2575203A (en) Continuous survey using magnetic sensors
EP3035083B1 (en) System and method for removing noise from acoustic impedance logs
WO2016200766A1 (en) Offline sychronization of mwd/lwd logs
NO347279B1 (en) Drill bit positioning system
US9086504B2 (en) Asynchronous DS-CDMA receiver
US10371847B2 (en) System and methodology for identifying time differences between clocks during seismic exploration
US10072497B2 (en) Downhole acoustic wave sensing with optical fiber
Rodríguez-Pradillaa et al. The application of the signal duration method for magnitude estimation of microseismic events

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20201206