RU2705648C1 - Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее клапан с малым моментом вращения - Google Patents
Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее клапан с малым моментом вращения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705648C1 RU2705648C1 RU2018109740A RU2018109740A RU2705648C1 RU 2705648 C1 RU2705648 C1 RU 2705648C1 RU 2018109740 A RU2018109740 A RU 2018109740A RU 2018109740 A RU2018109740 A RU 2018109740A RU 2705648 C1 RU2705648 C1 RU 2705648C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flat surface
- valve
- blades
- drilling
- generally curved
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 94
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 241000965255 Pseudobranchus striatus Species 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 4
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинной телеметрии и может быть использовано для передачи информации по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является снижение радиального гидравлического момента вращения и осевой гидравлической нагрузки на клапан за счет снижения площади контакта лопасти клапана с буровой жидкостью. В частности, предложено устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее: корпус, имеющий канал; двигатель; и клапан, соединенный с двигателем и расположенный внутри канала. При этом клапан содержит множество лопастей, причем каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью. По меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей. Причем указанный канал обеспечивает пропускание жидкости к клапану по мере продвижения устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии вглубь скважины, а двигатель выполнен с возможностью модулирования клапана, заставляя его селективно блокировать или пропускать поток жидкости и генерировать тем самым один или более импульсов давления. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение в целом относится к гидроимпульсной телеметрии при бурении скважин, и более конкретно к устройству гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащему клапан с характеристиками малого момента вращения.
Бурение требует получения многих различных потоков данных, в том числе данных гидроимпульсной скважинной телеметрии. Буровой раствор может относиться к буровым жидкостям, используемым при бурении скважин для добычи углеводородов. Во время операций буровой раствор может закачиваться в бурильную колонну и через буровое долото в зону, окружающую буровое долото, обеспечивая охлаждение и смазку. Буровые системы могут использовать клапаны, модулирующие поток бурового раствора через бурильную колонну, который может генерировать импульсы давления, распространяющиеся вверх по колонне буровой жидкости. Эти импульсы давления называют гидроимпульсами, они могут представлять собой закодированные данные, связанные с операциями бурения, передаваемые вверх по стволу скважины операторам и / или системам сбора данных.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Для более полного понимания данного изобретения, его характеристик и преимуществ обратимся к следующему описанию в сочетании с приложенными графическими материалами, в которых:
На Фиг. 1 проиллюстрирован вид в вертикальном разрезе типового варианта реализации буровой системы, используемой в иллюстративной среде каротажа во время бурения (КВБ), в соответствии с вариантами реализации данного изобретения;
На Фиг. 2A-2B проиллюстрирован вид в перспективе типового устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии в соответствии с вариантами реализации данного изобретения; и
На Фиг. 3A-3B проиллюстрированы типовые клапаны генератора гидроимпульсов в соответствии с вариантами реализации данного изобретения.
Несмотря на то, что варианты реализации данного изобретения проиллюстрированы, описаны и определены посредством ссылки на типовые варианты реализации изобретения, эти ссылки не подразумевают ограничение изобретения, и никакое такое ограничение не должно предполагаться. Раскрываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения и эквиваленты по форме и содержанию, которые могут быть выполнены специалистами в данной области техники и имеют преимущества данного изобретения. Проиллюстрированные и описанные варианты реализации данного изобретения представляют собой лишь примеры и не исчерпывают объем изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данное изобретение описывает устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее клапан с характеристиками малого момента вращения. В частности, данное изобретение описывает клапан генератора гидроимпульсов с малым моментом вращения, используемый в устройствах гидроимпульсной скважинной телеметрии, и связанные с ним конфигурации устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии, способные обеспечить более эффективное использование энергии. Во время выполнения подземных операций необходимо передавать вверх по стволу скважины в режиме реального времени данные, используемые для принятия решений, связанных с бурением. Один из способов достижения этого заключается в использовании гидроимпульсной скважинной телеметрии. Буровую жидкость (называемую «буровым раствором») закачивают вглубь скважины в направлении бурового долота для охлаждения и смазки, при этом для модуляции потока бурового раствора могут быть использованы один или большее количество клапанов. Модуляция создает импульсы давления (называемые гидроимпульсами), распространяющиеся вверх по колонне буровой жидкости внутри ствола скважины. Эти импульсы можно модулировать так, чтобы они представляли собой закодированные данные, связанные с операциями бурения.
Клапан генератора гидроимпульсов в соответствии с данным изобретением может быть аналогичным клапану сирены бурового раствора, но может содержать полости в одной или более частях клапана для уменьшения массы и момента инерции клапана. Клапан генератора гидроимпульсов может содержать любое количество лопастей, некоторые или все из этих лопастей могут иметь полости, выполненные внутри них. Лопасти клапана могут иметь в целом изогнутую форму, и клапан может иметь каналы в целом изогнутой формы, выполненные между смежными лопастями. Лопасти могут быть образованы передней и задней плоскими поверхностями, парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей и верхней поверхностью в целом изогнутой формы, расположенной между передней и задней плоскими поверхностями. В некоторых вариантах реализации изобретения полости могут быть образованы между каждыми из поверхностей лопасти. Например, полость может быть образована в лопастях клапана, как проиллюстрировано на Фиг. 3A-3B. Дополнительно, в конкретных вариантах реализации изобретения, одна или обе из расположенных друг напротив друга боковых поверхностей могут быть образованы отверстиями, и/или отверстия могут образовываться как на одной, так и на обеих передних и задних плоских поверхностях. С клапанами генератора гидроимпульсов, выполненными согласно данному изобретению, величина момента вращения, необходимая для вращения клапана, уменьшается, что в свою очередь уменьшает количество энергии, необходимое для создания гидроимпульсов в устройствах гидроимпульсной скважинной телеметрии.
Соответственно, устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии в соответствии с данным изобретением могут создавать возможность для более передовых систем управления гидроимпульсами благодаря чувствительности давления к углу хода, особенно с уменьшением количества лопастей в клапане генератора гидроимпульсов. Клапан генератора гидроимпульсов может вращаться с помощью любого подходящего забойного двигателя, в том числе гидравлического привода или электродвигателя. Клапаны генератора гидроимпульсов согласно данному изобретению могут иметь любую подходящую конфигурацию уплотнения, в том числе уплотнительные кольца или вращающиеся уплотнения. В некоторых вариантах реализации изобретения необходимость в уплотнении может отсутствовать.
В дополнение к более низким требованиям к моменту вращения и энергии, клапаны генератора гидроимпульсов согласно данному изобретению могут позволять регулирование положения клапана в конструкциях систем клапанов, что может позволить увеличить срок службы клапана благодаря уменьшению скоростной эрозии клапана. Кроме того, клапаны генератора гидроимпульсов согласно данному изобретению могут позволить снизить гидравлический момент вращения, поскольку полости в клапане (или конструкция устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии) могут уменьшить площадь контакта лопасти с буровой жидкостью, приводя к уменьшению радиального гидравлического момента вращения. Также, поскольку поток жидкости направлен в сторону и вглубь скважины, осевая гидравлическая нагрузка на клапан генератора гидроимпульсов может быть уменьшена по сравнению с традиционными клапанами сирены бурового раствора.
Таким образом, клапаны генератора гидроимпульсов согласно данному изобретению могут позволить увеличить скорость гидроимпульсной скважинной телеметрии, что приводит к ускорению передачи данных из скважины в режиме реального времени, повышенной эффективности работы устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии (что может быть достигнуто благодаря высокой частоте работы клапана при более низком энергопотреблении), и/или улучшенной скорости и эффективности выполнения операций каротажа во время бурения (КВБ).
Ниже приведены примеры конкретных вариантов реализации изобретения, способствующие лучшему пониманию данного изобретения. Никоим образом приведенные ниже примеры не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем изобретения. Варианты реализации данного изобретения и его преимущества можно лучше понять, обратившись к Фиг. 1-3, на которых одинаковые номера использованы для обозначения одинаковых и соответствующих деталей.
На Фиг. 1 проиллюстрирован вид в вертикальном разрезе типового варианта реализации буровой системы 100, используемой в иллюстративной среде каротажа во время бурения (КВБ), в соответствии с вариантами реализации данного изобретения. Современные операции бурения и добычи нефти используют информацию относительно параметров и условий в скважине. Существует несколько способов для сбора скважинной информации во время подземных операций, в том числе КВБ. При каротаже во время бурения (КВБ), данные обычно собирают во время процесса бурения, таким образом исключая необходимость удаления буровой компоновки для введения кабельного каротажного прибора. Следовательно, каротаж во время бурения (КВБ) позволяет оператору буровой системы вносить точные изменения или исправления в режиме реального времени для оптимизации производительности, при этом сводя к минимуму время простоя.
Буровая система 100 может содержать поверхность скважины или буровую площадку 106. На поверхности скважины или на буровой площадке 106 может быть расположено буровое оборудование различных типов, такое как: стол бурового ротора, насосы буровой жидкости (то есть, бурового раствора), и баки с буровой жидкостью (не показаны явно). Например, буровая площадка 106 может содержать буровую установку 102, которая может иметь различные характеристики и свойства, связанные с «наземной буровой установкой». Однако, скважинные буровые инструменты, включающие идеи данного изобретения, могут быть удовлетворительно использованы с буровым оборудованием, расположенным на морских платформах, буровых судах, полупогружных буровых платформах и буровых баржах (не показаны явно).
Буровая система 100 может также содержать бурильную колонну 103, соединенную с буровым долотом 101, которые можно использовать для выполнения самых разнообразных скважин или стволов скважин, таких как: в целом вертикальный ствол 114a скважины, в целом горизонтальный ствол 114b, или ствол скважины любого другого угла, кривизны или наклона. Различные технологии направленного бурения и связанные с ними компоненты компоновки 120 низа бурильной колонны 103 (КНБК) могут быть использованы для выполнения горизонтального ствола 114b скважины. Например, к КНБК 120 в ближней точке 113 изменения направления ствола скважины могут быть приложены боковые силы для выполнения в целом горизонтального ствола 114b скважины, отходящего от в целом вертикального ствола 114a скважины. Термин «направленное бурение» может быть использован для описания бурения скважины или частей скважины, идущих под желаемым углом или углами относительно вертикали. Желаемые углы могут быть больше обычных вариаций, связанных с вертикальными скважинами. Направленное бурение можно также описать как бурение скважины, отклоняющейся от вертикали. Термин «горизонтальное бурение» может быть использован для обозначения бурения в направлении приблизительно девяносто градусов (90°) от вертикали, но может в целом относиться к любой скважине, которую бурят не только вертикально. Термин «верхняя часть скважины» может быть использован для обозначения части ствола 114 скважины, находящейся ближе к поверхности 106 скважины по пути ствола 114 скважины. Термин «нижняя часть скважины» может быть использован для обозначения части ствола 114 скважины, находящейся дальше от поверхности 106 скважины по пути ствола 114 скважины.
КНБК 120 может быть выполнена из самых разнообразных компонентов, выполненных с возможностью формирования ствола 114 скважины. Например, компоненты 122a и 122b КНБК 120 могут содержать, но без ограничения: буровые долота (например, буровое долото 101), керновые буровые долота, муфты утяжеленной бурильной трубы, отклоняющие инструменты для роторного бурения, инструменты для наклонно направленного бурения, забойные буровые двигатели, расширители, увеличители диаметра или стабилизаторы ствола скважины. Количество и типы компонентов 122, содержащихся в КНБК 120, могут зависеть от ожидаемых условий бурения в нижней части скважины и типа скважины, которая будет выполнена бурильной колонной 103 и долотом 101 вращательного бурения. КНБК 120 также может содержать каротажные приборы и другие скважинные инструменты, связанные с наклонно направленным бурением скважины. Примеры каротажных приборов и/или инструментов наклонно направленного бурения могут включать, но без ограничения: акустические, нейтронные, гамма-лучевые, плотностные, фотоэлектрические, ядерные магнитно-резонансные, индукционные, определяющие сопротивление, каверномерные, керновые, сейсмические, выполняющие управляемое роторное бурение и/или любые другие коммерчески доступные скважинные инструменты. Дополнительно КНБК 120 может также содержать привод ротора (не показан явно), соединенный с компонентами 122a и 122b, и вращающий по меньшей мере часть бурильной колонны 103 вместе с компонентами 122a и 122b.
Буровая система 100 может также содержать каротажный прибор 130 и телеметрический прибор 132, объединенный с КНБК 120 рядом с буровым долотом 101 (например, внутри муфты утяжеленной бурильной трубы, например, толстостенного трубчатого элемента, обеспечивающего массу и жесткость, способствующие процессу бурения, или дорна). В некоторых вариантах реализации изобретения буровая система 100 может содержать блок 134 управления, расположенный на поверхности, в бурильной колонне 103 (например, в КНБК 120 и/или в виде части каротажного прибора 130), или и то, и другое (например, часть обработки может происходить в нижней части скважины, и часть может происходить на поверхности). Блок 134 управления может содержать: систему обработки информации и/или управляющий алгоритм для каротажного прибора 130, телеметрического прибора 132, или других компонентов КНБК 120. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 134 управления может иметь коммуникационное соединение с каротажным прибором 130 и/или телеметрическим прибором 132, или может представлять собой компонент любого из них. В некоторых вариантах реализации изобретения система обработки информации блока 134 управления (например, через алгоритм) может заставлять блок 134 управления генерировать и передавать управляющие сигналы в один или большее количество элементов каротажного прибора 130 или телеметрического прибора 132.
Каротажный прибор 130 может содержать приемники (например, антенны) и/или передатчики, способные принимать и/или передавать один или большее количество акустических сигналов. Передатчик может содержать передатчик любого типа, пригодный для генерирования акустического сигнала, такой как соленоидный или пьезоэлектрический вибратор. В некоторых вариантах реализации изобретения каротажный прибор 130 может содержать ряд приемопередатчиков, функционирующих в качестве и приемников и передатчиков. Блок 134 управления может передавать в каротажный прибор 130 управляющий сигнал, заставляющий каротажный прибор 130 издавать акустический сигнал. По мере того, как буровое долото 114 проделывает буровую скважину сквозь пласт, каротажный прибор 130 может собирать результаты измерений, касающихся различных свойств пласта, ориентации и положения прибора, а также различных других условий бурения. Измерения ориентации могут быть выполнены с помощью указателя азимутальной ориентации, который может содержать магнитометры, уклономеры и/или акселерометры, хотя в некоторых вариантах реализации изобретения могут быть использованы датчики других типов, такие как гироскопы. В некоторых вариантах реализации изобретения каротажный прибор 130 может содержать датчики, регистрирующие условия окружающей среды в скважине 114, такие как: давление окружающей среды, температура окружающей среды, резонансная частота или фаза вибрации.
Телеметрический прибор 132 может быть включен в бурильную колонну 103 для передачи результатов измерений скважинных приборов (например, измерений каротажного прибора 130) на поверхностный приемник 136 и/или для приема команд от блока 134 управления (если блок 134 управления по меньшей мере частично расположен на поверхности). Например, телеметрический прибор 132 может передавать данные через один или большее количество проводных или беспроводных каналов связи (например, через кабельную трубу или посредством распространяющихся электромагнитных волн). В качестве другого примера, телеметрический прибор 132 может передавать данные в виде ряда импульсов давления или модуляций в потоке буровой жидкости, как описано в данном документе, или в виде ряда акустических импульсов, распространяющихся к поверхности через среду, такую как бурильная колонна.
Буровая система 100 может также содержать средства (не показаны явно), которые могут содержать вычислительное оборудование, выполненное с возможностью сбора, обработки и/или хранения результатов измерений, полученных от каротажного прибора 130, телеметрического прибора 132 и/или поверхностного приемника 136. Эти средства могут быть расположены на месте эксплуатации или вне его.
Ствол скважины 114 может быть образован частично обсадной колонной 110, которая может идти от поверхности 106 скважины до выбранной точки в глубине скважины. Части ствола скважины 114, как показано на Фиг. 1, не содержащие обсадной колонны 110, могут быть описаны как «часть буровой скважины, не закрепленная обсадными трубами». Буровая жидкость различных типов (также называемая «буровой раствор») может закачиваться с поверхности 106 скважины через бурильную колонну 103 к присоединенному буровому долоту 101. Потоки буровых жидкостей могут быть направлены из бурильной колонны 103 в соответствующие форсунки, проходящие через долото 101 вращательного бурения. Буровая жидкость может циркулировать назад к поверхности 106 скважины через кольцевое пространство 108, образованное частично внешним диаметром 112 бурильной колонны 103 и внутренним диаметром 118 ствола скважины 114. Внутренний диаметр 118 можно назвать «боковой стенкой» ствола скважины 114. Кольцевое пространство 108 также может быть образовано внешним диаметром 112 бурильной колонны 103 и внутренним диаметром 111 обсадной колонны 110. Кольцевое пространство 116 части буровой скважины, не закрепленной обсадными трубами, может быть образовано боковой стенкой 118 и внешним диаметром 112.
Буровая система 100 может также содержать долото вращательного бурения («буровое долото») 101. Буровое долото 101 может содержать одно или большее количество лезвий 126, которые могут быть расположены снаружи на внешних частях корпуса 124 долота 101 вращательного бурения. Лезвия 126 могут представлять собой выступы любого подходящего типа, расположенные снаружи корпуса 124 вращательного долота. Буровое долото 101 может вращаться относительно оси 104 вращения долота в направлении, определенном стрелкой 105 направления. Лезвия 126 могут содержать один или большее количество режущих элементов 128, расположенных снаружи на внешних частях каждого лезвия 126. Лезвия 126 также могут содержать один или большее количество контроллеров глубины резания (не показаны явно), выполненных с возможностью управления глубиной резания режущих элементов 128. Лезвия 126 могут дополнительно содержать одну или большее количество калибрующих накладок (не показаны явно), расположенных на лезвиях 126. Буровое долото 101 может быть сконструировано и выполнено в соответствии с идеями данного изобретения и может иметь много различных конструкций, конфигураций и/или размеров согласно конкретному применению бурового долота 101.
К Фиг. 1 могут быть предложены изменения, дополнения или исключения без отступления от объема данного изобретения. Например, на Фиг. 1 проиллюстрированы компоненты буровой системы 100 в конкретной конфигурации. Однако, может быть использована любая подходящая конфигурация компонентов. Кроме того, буровая система 100 может содержать меньше или больше компонентов без отступления от объема данного изобретения.
На Фиг. 2A-2B проиллюстрирован вид в перспективе типового устройства 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии в соответствии с вариантами реализации данного изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии может быть соединено с частью бурильной колонны буровой системы, аналогичной телеметрическому прибору 132 буровой системы 100 по Фиг. 1. Например, устройство 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии может быть соединено (физически и/или коммуникационно) с каротажным прибором буровой системы и может быть выполнено с возможностью кодирования гидроимпульсов данными, связанными с каротажным прибором. Один или большее количество каналов, таких как канал 221, могут быть выполнены в корпусе 220 устройства 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии так, чтобы буровая жидкость 210 текла через каналы по мере своего движения вглубь скважины (то есть, в направлении вправо на Фиг. 2A и влево на Фиг. 2B). Для генерирования гидроимпульсов, как описано выше, буровая жидкость 210 может течь через канал 221 и направляться в сторону клапана 230, которым может управлять двигатель 240 таким образом, что заставляет клапан 230 селективно блокировать, задерживать или полностью пропускать поток буровой жидкости 210 через канал 221. Клапан 230 может представлять собой клапан генератора гидроимпульсов, имеющий характеристики малого момента вращения в соответствии с данным изобретением, такой как клапан генератора гидроимпульсов с лопастями 231 с полостями 232, выполненными в них. Например, клапан 230 может представлять собой клапан генератора гидроимпульсов, аналогичный клапанам 300, проиллюстрированным на Фиг. 3A-3B, и описанным ниже.
При работе буровая жидкость 210 может течь вниз по бурильной колонне и через каналы в корпусе 220 устройства 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии перед тем, как направиться в сторону клапана 230 по каналу 221. Клапан 230 может быть соединен с двигателем 240 валом, как проиллюстрировано, при этом клапан 230 модулируется (например, вращается и/или раскачивается) двигателем 240, чтобы закодировать гидроимпульсы для использования в скважинной телеметрии. Например, клапан 230 может вращаться, селективно блокируя или пропуская поток буровой жидкости 210 вглубь скважины, создавая закодированные гидроимпульсы, распространяющиеся вверх по стволу скважины через буровую жидкость 210 в бурильной колонне буровой системы. То есть, когда лопасть 231 клапана 230 находится в таком же положении как канал 221, как показано на Фиг. 2B, поток буровой жидкости 210 может быть ограничен (полностью или частично), создавая повышенное давление буровой жидкости вверх по стволу скважины. Наоборот, когда положение лопасти 231 клапана 230 изменяется так, что она расположена в стороне от канала 221, ограничение потока буровой жидкости 210 снимается, и давление вверх по стволу скважины уменьшается. Модулирование клапана 230 между этими состояниями может дать гидроимпульсы, имеющие двоичную кодировку (то есть, импульсы имеют одно из двух значений амплитуды). Однако, в некоторых вариантах реализации изобретения двигатель 240 может также иметь возможность управления раскачиванием клапана 230 в направлении вверх-вниз по стволу скважины (то есть, слева направо на Фиг. 2A) так, что амплитуда гидроимпульсов может быть дополнительно закодирована вне рамок двоичной схемы, описанной выше. Например, в таких вариантах реализации изобретения гидроимпульсы могут быть закодированы по технологиям амплитудной модуляции.
К Фиг. 2A-2B могут быть предложены изменения, дополнения или исключения без отступления от объема данного изобретения. Например, на Фиг. 2A-2B проиллюстрированы компоненты устройства 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии в конкретной конфигурации, направляющей поток буровой жидкости 210 в направлении клапана 230 в относительно диагональном направлении, благодаря тому, что клапан 230 имеет отверстия, выполненные в передней и задней плоских поверхностях лопастей 231 (аналогично клапану 300b по Фиг. 3B). Однако, может быть использована любая подходящая конфигурация, например, содержащая клапан 230 со сплошными передней и задней плоскими поверхностями, в котором только расположенные друг напротив друга боковые поверхности лопастей 231 имеют выполненные в них отверстия (аналогично клапану 300a по Фиг. 3A), и поток буровой жидкости 210 направляется в сторону плоской поверхности клапана 230. Кроме того, устройство 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии может содержать меньше или больше компонентов без отступления от объема данного изобретения.
На Фиг. 3A-3B проиллюстрированы типовые клапаны 300 генератора гидроимпульсов в соответствии с вариантами реализации данного изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения клапаны 300 генератора гидроимпульсов могут быть соединены с двигателем внутри устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии (аналогично клапану 230, соединенному с двигателем 240 устройства 200 гидроимпульсной скважинной телеметрии по Фиг. 2A-2B). Клапаны 300 могут быть соединены с двигателем посредством вала, соединенного с помощью муфты 330 соединения валов. Клапаны 300 генератора гидроимпульсов содержат множество лопастей 310, способных селективно блокировать, задерживать или пропускать поток буровой жидкости, как описано выше, когда клапаны 300 модулирует (например, вращает или раскачивает) двигатель в устройстве гидроимпульсной скважинной телеметрии. Лопасти 310 могут иметь в целом изогнутую форму, а клапан 300 может иметь каналы в целом изогнутой формы, выполненные между смежными лопастями 310. Лопасти 310 могут быть образованы передней и задней плоскими поверхностями, парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей, и верхней поверхностью в целом изогнутой формы, расположенной между передней и задней плоскими поверхностями. Например, что касается лопасти 310a по Фиг. 3A, лопасть 310a может быть образована передней и задней плоскими поверхностями 311, расположенными друг напротив друга боковыми поверхностями 312, и верхней поверхностью 313 в целом изогнутой формы.
Каждая лопасть 310 может иметь выполненную внутри нее полость 320. В конкретных вариантах реализации изобретения полости 320 могут быть выполнены между одной или большим количеством поверхностей, образующих лопасть 310. Полости 320 могут способствовать уменьшению массы и момента инерции клапана 300, что в свою очередь уменьшает величину момента вращения, необходимую для вращения клапанов 300 в целях модуляции (уменьшая энергию, необходимую двигателю для модуляции клапанов 300). Клапаны 300 могут быть выполнены в устройстве гидроимпульсной скважинной телеметрии в любой подходящей конфигурации. Например, клапаны 300 могут быть выполнены аналогично типовому клапану сирены бурового раствора, причем поток буровой жидкости модулируется передними плоскими поверхностями лопастей 310 (то есть, поток буровой жидкости перпендикулярен передним плоским поверхностям лопастей 310). Клапан 300a по Фиг. 3A иллюстрирует типовой клапан, который может быть использован в таких вариантах реализации изобретения. В качестве другого примера клапаны 300 могут быть выполнены аналогично клапану 230 по Фиг. 2A-2B, причем поток буровой жидкости модулируется в целом изогнутыми верхними поверхностями лопастей 310 (то есть, поток буровой жидкости не перпендикулярен передним плоским поверхностям лопастей 310). Клапан 300b по Фиг. 3B иллюстрирует типовой клапан, который может быть использован в таких вариантах реализации изобретения.
Что касается конкретно Фиг. 3A, клапан 300a содержит четыре лопасти 310, причем каждая лопасть 310 имеет выполненную в ней полость 320. Полости 320 клапана 300a выполнены между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей лопастей 310. Передняя и задняя плоские поверхности и в целом изогнутая верхняя поверхность лопастей 310 клапана 300 сплошные, а пара расположенных друг напротив друга боковых поверхностей имеют выполненные в них отверстия. Соответственно, клапан 300a может быть использован либо в устройствах гидроимпульсной скважинной телеметрии, направляющих буровую жидкость в сторону передних плоских поверхностей лопастей 310 (например, используемых с типовыми клапанами сирены бурового раствора), либо в устройствах, направляющих буровую жидкость в направлении в целом изогнутых верхних поверхностей лопастей 310.
Аналогично клапану 300a по Фиг. 3A, клапан 300b по Фиг. 3B содержит четыре лопасти 310, причем каждая лопасть 310 имеет выполненную в ней полость 320. Полости 320 клапана 300b аналогичным образом выполнены между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей лопастей 310. Однако, в противоположность клапану 300a, и передняя, и задняя плоские поверхности, и расположенные друг напротив друга боковые поверхности лопастей 310 имеют выполненные в них отверстия, а в целом, изогнутая верхняя поверхность лопастей 310 остается сплошной. Соответственно, клапан 300b может быть более предпочтителен в устройствах, направляющих буровую жидкость в сторону в целом изогнутых верхних поверхностей лопастей 310, а не к передним плоским поверхностям лопастей 310.
К Фиг. 3A-3B могут быть предложены изменения, дополнения или исключения без отступления от объема данного изобретения. Например, на Фиг. 3A-3B проиллюстрированы клапаны 300 генератора гидроимпульсов с конкретными конфигурациями лопастей 310, имеющих выполненные в них полости. Однако для уменьшения массы и момента инерции клапанов генератора гидроимпульсов может быть использована любая подходящая конфигурация полостей. В качестве одного примера, только некоторые лопасти 310 клапанов 300 могут иметь выполненные в них полости 320, а не каждая лопасть 310, как проиллюстрировано на Фиг. 3A-3B. В качестве другого примера, отверстия могут быть выполнены только в некоторых из передних и/или задних плоских поверхностей каждой лопасти 310, а не в обеих, как проиллюстрировано на Фиг. 3B. В качестве еще одного примера, в целом изогнутая верхняя поверхность лопасти 310 может иметь выполненное в ней отверстие.
Следующие примеры представлены для иллюстрации одного или большего количества вариантов реализации данного изобретения.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения система содержит каротажный прибор и устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, соединенное с каротажным прибором. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии содержит корпус, имеющий канал, двигатель и клапан, соединенный с двигателем, и расположенный внутри канала. Клапан содержит множество лопастей, причем по меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в предыдущем абзаце, каждая лопасть имеет в целом изогнутую форму.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в двух предыдущих абзацах, между смежными лопастями выполнены каналы в целом изогнутой формы.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в трех предыдущих абзацах, каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в четырех предыдущих абзацах, полость выполнена между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей в каждой из множества лопастей.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в пяти предыдущих абзацах, в каждой из пары расположенных друг напротив друга боковых поверхностей выполнены отверстия.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в шести предыдущих абзацах, в каждой из передней плоской поверхности и задней плоской поверхности выполнены отверстия.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии содержит корпус, имеющий канал, двигатель и клапан, соединенный с двигателем, и расположенный внутри канала. Клапан содержит множество лопастей, причем по меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в предыдущем абзаце, каждая лопасть имеет в целом изогнутую форму.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в двух предыдущих абзацах, между смежными лопастями выполнены каналы в целом изогнутой формы.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в трех предыдущих абзацах, каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в четырех предыдущих абзацах, полость выполнена между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей в каждой из множества лопастей.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в пяти предыдущих абзацах, в каждой из пары расположенных друг напротив друга боковых поверхностей выполнены отверстия.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в шести предыдущих абзацах, в каждой из передней плоской поверхности и задней плоской поверхности выполнены отверстия.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения клапан генератора гидроимпульсов содержит множество лопастей, причем по меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в предыдущем абзаце, каждая лопасть имеет в целом изогнутую форму.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в двух предыдущих абзацах, между смежными лопастями выполнены каналы в целом изогнутой формы.
В одном или более вариантов реализации изобретения, описанных в трех предыдущих абзацах, каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью.
В одном или более вариантов реализации изобретения, описанных в четырех предыдущих абзацах, полость выполнена между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных друг напротив друга боковых поверхностей в каждой из множества лопастей.
В одном или большем количестве вариантов реализации изобретения, описанных в пяти предыдущих абзацах, в каждой из пары расположенных друг напротив друга боковых поверхностей выполнены отверстия, и в каждой из передней плоской поверхности и задней плоской поверхности выполнены отверстия.
Данное изобретение хорошо подходит для выполнения задач и достижения указанных, а также присущих ему целей и преимуществ. Хотя данное изобретение проиллюстрировано и описано посредством ссылки на типовые варианты реализации изобретения, эти ссылки не подразумевают ограничение изобретения, и никакое такое ограничение не должно предполагаться. Данное изобретение допускает значительные модификации, изменения и эквиваленты по форме и содержанию, которые могут быть выполнены специалистами в данной области техники, и имеют преимущества данного изобретения. Проиллюстрированные и описанные варианты реализации данного изобретения представляют собой лишь примеры и не исчерпывают объем данного изобретения. Таким образом, данное изобретение может быть ограничено только идеями и объемом приложенной формулы изобретения, полностью принимающей во внимание эквиваленты во всех отношениях. Термины в формуле изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем.
Термины «соединять» или «соединяет», применяемые в данном документе, предназначены для обозначения как непрямого, так и прямого соединения. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, это соединение может выполняться посредством прямого соединения или посредством непрямого механического или электрического соединения через другие устройства и соединения. Аналогично, в данном документе принято, что термин «коммуникационное соединение» обозначает прямое либо непрямое коммуникационное соединение. Такое соединение может представлять собой проводное или беспроводное соединение, такое как, например, Ethernet или LAN. Такие проводные и беспроводные соединения хорошо известны специалистам в данной области техники, и поэтому не будут подробно обсуждаться в данном документе. Таким образом, если первое устройство имеет коммуникационное соединение со вторым устройством, такое соединение может быть осуществлено посредством прямого соединения или непрямого коммуникационного соединения через другие устройства и соединения.
В контексте данного описания система обработки информации может содержать любые технические средства или совокупность технических средств, выполненных с возможностью вычисления, классификации, переработки, передачи, получения, извлечения, создания, коммутации, хранения, отображения, проявления, обнаружения, записи, воспроизведения, обработки или использования любого вида информации, сообщений или данных для коммерческих, научных, контрольных или других целей. Например, системой обработки информации может быть персональный компьютер, сетевое устройство хранения или любое другое подходящее устройство, которое может различаться по размеру, форме, производительности, функциональности и цене. Система обработки информации может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более ресурсов для обработки информации, таких как центральный процессор (ЦП) или аппаратное либо программное логическое средство управления, ПЗУ и/или другие типы энергонезависимого запоминающего устройства. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут содержать один или большее количество дисководов, один или большее количество сетевых портов для обмена данными с внешними устройствами, а также различные устройства ввода-вывода (I/O), такие как: клавиатура, мышь и видеодисплей. Система обработки информации может также содержать одну или большее количество шин, выполненных с возможностью передачи данных между различными аппаратными компонентами.
В контексте данного изобретения, машиночитаемые носители могут содержать любые технические средства или совокупность технических средств, которые могут хранить данные и/или команды в течение определенного периода времени. Например, машиночитаемые носители могут включать, без ограничения, запоминающий носитель, такой как: запоминающее устройство с прямым доступом (например, накопитель на жестких дисках, или запоминающее устройство на гибких дисках), запоминающее устройство с последовательным доступом (например, запоминающее устройство на магнитной ленте), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EEPROM) и/или флэш-память; а также средства связи, такие как: провода, оптические волокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные и/или оптические носители; и/или любую комбинацию вышеуказанного.
Claims (10)
1. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее: корпус, имеющий канал; двигатель; и клапан, соединенный с двигателем и расположенный внутри канала, при этом клапан содержит множество лопастей, причем каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, при этом по меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей, причем указанный канал обеспечивает пропускание жидкости к клапану по мере продвижения устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии вглубь скважины, а двигатель выполнен с возможностью модулирования клапана, заставляя его селективно блокировать или пропускать поток жидкости и генерировать тем самым один или более импульсов давления.
2. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии по п. 1, отличающееся тем, что каждая лопасть имеет в целом изогнутую форму.
3. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии по п. 2, отличающееся тем, что между смежными лопастями выполнены каналы в целом изогнутой формы.
4. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии по п. 1, отличающееся тем, что в каждой из пары расположенных напротив друг друга боковых поверхностей выполнены отверстия.
5. Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии по п. 4, отличающееся тем, что в каждой из передней плоской поверхности и задней плоской поверхности выполнены отверстия.
6. Клапан генератора гидроимпульсов, содержащий: множество лопастей, причем каждая лопасть образована передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, в целом изогнутой верхней поверхностью, расположенной между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей, расположенных между передней плоской поверхностью и задней плоской поверхностью, при этом по меньшей мере одна из этого множества лопастей имеет выполненную в ней полость между передней плоской поверхностью, задней плоской поверхностью, верхней поверхностью в целом изогнутой формы и парой расположенных напротив друг друга боковых поверхностей.
7. Клапан генератора гидроимпульсов по п. 6, отличающийся тем, что каждая лопасть имеет в целом изогнутую форму.
8. Клапан генератора гидроимпульсов по п. 7, отличающийся тем, что между смежными лопастями выполнены каналы в целом изогнутой формы.
9. Клапан генератора гидроимпульсов по п. 6, отличающийся тем, что в каждой из пары расположенных напротив друг друга боковых поверхностей выполнены отверстия.
10. Клапан генератора гидроимпульсов по п. 9, отличающийся тем, что в каждой из передней плоской поверхности и задней плоской поверхности выполнены отверстия.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2015/056683 WO2017069751A1 (en) | 2015-10-21 | 2015-10-21 | Mud pulse telemetry tool comprising a low torque valve |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2705648C1 true RU2705648C1 (ru) | 2019-11-11 |
Family
ID=58557801
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018109740A RU2705648C1 (ru) | 2015-10-21 | 2015-10-21 | Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее клапан с малым моментом вращения |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10577927B2 (ru) |
| EP (1) | EP3329094A4 (ru) |
| CN (1) | CN108138564A (ru) |
| CA (1) | CA2996132A1 (ru) |
| RU (1) | RU2705648C1 (ru) |
| WO (1) | WO2017069751A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11339649B2 (en) | 2018-07-16 | 2022-05-24 | Baker Hughes Holdings Llc | Radial shear valve for mud pulser |
| US11078727B2 (en) | 2019-05-23 | 2021-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole reconfiguration of pulsed-power drilling system components during pulsed drilling operations |
| CA3146635A1 (en) * | 2019-07-10 | 2021-01-14 | Bench Tree Group, Llc | Mud pulse valve |
| CN114829741A (zh) * | 2019-12-18 | 2022-07-29 | 贝克休斯油田作业有限责任公司 | 用于泥浆脉冲遥测的振荡剪切阀及其操作 |
| CN111236930B (zh) * | 2020-01-17 | 2020-11-10 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种剪切式泥浆脉冲发生装置 |
| US11982181B2 (en) * | 2021-11-19 | 2024-05-14 | Rime Downhole Technologies, Llc | Pulser cycle sweep method and device |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2847020A (en) * | 1953-01-12 | 1958-08-12 | Harvey Machine Co Inc | Control mechanism |
| US4785300A (en) * | 1983-10-24 | 1988-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure pulse generator |
| US6219301B1 (en) * | 1997-11-18 | 2001-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure pulse generator for measurement-while-drilling systems which produces high signal strength and exhibits high resistance to jamming |
| WO2002029441A1 (en) * | 2000-09-29 | 2002-04-11 | Aps Technology, Inc. | Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well |
| RU2256794C1 (ru) * | 2004-04-07 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважин ОАО НПП "ГЕРС" | Забойная телеметрическая система с гидравлическим каналом связи |
| US20130277119A1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-10-24 | Gyrodata, Incorporated | Valve for communication of a measurement while drilling system |
| US20140307527A1 (en) * | 2011-11-14 | 2014-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method to produce data pulses in a drill string |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO844026L (no) | 1983-10-24 | 1985-04-25 | Schlumberger Technology Corp | Trykkpulsgenerator |
| US4847815A (en) | 1987-09-22 | 1989-07-11 | Anadrill, Inc. | Sinusoidal pressure pulse generator for measurement while drilling tool |
| US5787052A (en) * | 1995-06-07 | 1998-07-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Snap action rotary pulser |
| US6626253B2 (en) | 2001-02-27 | 2003-09-30 | Baker Hughes Incorporated | Oscillating shear valve for mud pulse telemetry |
| US6970398B2 (en) | 2003-02-07 | 2005-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure pulse generator for downhole tool |
| FR2851018B1 (fr) * | 2003-02-07 | 2005-04-22 | Schlumberger Services Petrol | Generateur d'impulsions de pression a performances ameliorees |
| US7327634B2 (en) * | 2004-07-09 | 2008-02-05 | Aps Technology, Inc. | Rotary pulser for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well |
| US7468679B2 (en) | 2005-11-28 | 2008-12-23 | Paul Feluch | Method and apparatus for mud pulse telemetry |
| US8811118B2 (en) | 2006-09-22 | 2014-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Downhole noise cancellation in mud-pulse telemetry |
| GB2443415A (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-07 | Sondex Plc | A device for creating pressure pulses in the fluid of a borehole |
| US9726010B2 (en) | 2007-07-13 | 2017-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Estimation of multichannel mud characteristics |
| US8514657B2 (en) | 2009-07-23 | 2013-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating fluid telemetry |
| US20110280105A1 (en) | 2010-05-12 | 2011-11-17 | Hall David R | Downhole Turbine Communication |
| CN102808654B (zh) * | 2011-05-31 | 2014-04-30 | 北京星旋世纪科技有限公司 | 旋阀机构及应用该旋阀机构的星旋式转动装置 |
| WO2013048374A1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud powered inertia drive oscillating pulser |
| US9000939B2 (en) | 2011-09-27 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud powered inertia drive oscillating pulser |
| EP2917480A4 (en) * | 2012-11-06 | 2016-07-20 | Evolution Engineering Inc | FLUID PRESSURE PULSE GENERATOR FOR MEASUREMENT DURING DRILLING |
| US9133950B2 (en) * | 2012-11-07 | 2015-09-15 | Rime Downhole Technologies, Llc | Rotary servo pulser and method of using the same |
| EP2743448B1 (en) | 2012-12-13 | 2017-08-23 | Services Pétroliers Schlumberger | Mud pulse telemetry devices, systems, and methods |
| CN203035141U (zh) * | 2013-01-29 | 2013-07-03 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 井下叶轮式脉冲发生器 |
| CA2900592C (en) * | 2013-02-27 | 2016-05-17 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generating apparatus and method of using same |
| CN203730220U (zh) * | 2013-12-31 | 2014-07-23 | 常州市大华环宇机械制造有限公司 | 风力发电机叶片法兰 |
| CN104481518B (zh) * | 2014-11-03 | 2015-09-02 | 中国石油大学(华东) | 一种振荡剪切式泥浆脉冲发生器及控制方法 |
-
2015
- 2015-10-21 CN CN201580083254.7A patent/CN108138564A/zh active Pending
- 2015-10-21 RU RU2018109740A patent/RU2705648C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-10-21 CA CA2996132A patent/CA2996132A1/en not_active Abandoned
- 2015-10-21 EP EP15906833.7A patent/EP3329094A4/en not_active Withdrawn
- 2015-10-21 US US15/758,120 patent/US10577927B2/en active Active
- 2015-10-21 WO PCT/US2015/056683 patent/WO2017069751A1/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2847020A (en) * | 1953-01-12 | 1958-08-12 | Harvey Machine Co Inc | Control mechanism |
| US4785300A (en) * | 1983-10-24 | 1988-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure pulse generator |
| US6219301B1 (en) * | 1997-11-18 | 2001-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure pulse generator for measurement-while-drilling systems which produces high signal strength and exhibits high resistance to jamming |
| WO2002029441A1 (en) * | 2000-09-29 | 2002-04-11 | Aps Technology, Inc. | Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well |
| RU2256794C1 (ru) * | 2004-04-07 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважин ОАО НПП "ГЕРС" | Забойная телеметрическая система с гидравлическим каналом связи |
| US20140307527A1 (en) * | 2011-11-14 | 2014-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method to produce data pulses in a drill string |
| US20130277119A1 (en) * | 2012-04-06 | 2013-10-24 | Gyrodata, Incorporated | Valve for communication of a measurement while drilling system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20190383138A1 (en) | 2019-12-19 |
| EP3329094A4 (en) | 2019-04-03 |
| WO2017069751A1 (en) | 2017-04-27 |
| EP3329094A1 (en) | 2018-06-06 |
| US10577927B2 (en) | 2020-03-03 |
| CN108138564A (zh) | 2018-06-08 |
| CA2996132A1 (en) | 2017-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2705648C1 (ru) | Устройство гидроимпульсной скважинной телеметрии, содержащее клапан с малым моментом вращения | |
| US9617849B2 (en) | Fluid pressure pulse generator with low and high flow modes for wellbore telemetry and method of using same | |
| RU2581616C2 (ru) | Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя | |
| US10053919B2 (en) | Moveable element to create pressure signals in a fluidic modulator | |
| CN103410503B (zh) | 一种连续波泥浆脉冲发生器 | |
| NO321286B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for pulstelemetri under boring ved bruk av trykkpulsgenerator med hoy signalstyrke og hoy fastkilings-motstand | |
| US10323511B2 (en) | Dual rotor pulser for transmitting information in a drilling system | |
| RU2661943C1 (ru) | Вращение и ориентация магнитного датчика относительно бурового инструмента | |
| CN108071386B (zh) | 一种旋转式脉冲发射器和一种沿着钻柱传输信息的方法 | |
| JP7239678B2 (ja) | 掘削設備 | |
| US20230279727A1 (en) | System for drilling a directional well | |
| US9695686B2 (en) | Mud pulse telemetry devices, systems, and methods | |
| RU2616197C1 (ru) | Тороидальные секции для измерения частоты вращения в минуту | |
| US10156127B2 (en) | High signal strength mud siren for MWD telemetry | |
| NO20181494A1 (en) | High amplitude pulse generator for down-hole tools | |
| US10400588B2 (en) | Reciprocating rotary valve actuator system | |
| CN114483014A (zh) | 井下压力波信号的调制***及方法 | |
| CN107100614A (zh) | 一种负压力连续波脉冲发生装置 | |
| RU2660711C1 (ru) | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения | |
| WO2024137354A1 (en) | Topological wellbore design |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201022 |