CN104797774B - 动态搅拌控制设备、系统和方法 - Google Patents

动态搅拌控制设备、系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104797774B
CN104797774B CN201280077041.XA CN201280077041A CN104797774B CN 104797774 B CN104797774 B CN 104797774B CN 201280077041 A CN201280077041 A CN 201280077041A CN 104797774 B CN104797774 B CN 104797774B
Authority
CN
China
Prior art keywords
motor
output aperture
aperture
external
drilling fluid
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201280077041.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN104797774A (zh
Inventor
J·T·格斯尼
P·F·罗得尼
H·沙柯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
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 Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN104797774A publication Critical patent/CN104797774A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104797774B publication Critical patent/CN104797774B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B28/00Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/02Fluid rotary type drives
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • E21B47/14Means 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
    • E21B47/16Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • E21B47/14Means 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
    • E21B47/18Means 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/18Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/24Drilling using vibrating or oscillating means, e.g. out-of-balance masses

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
  • Combined Controls Of Internal Combustion Engines (AREA)

Abstract

在一些实施方案中,一种设备和一种系统以及一种方法和一种制品可以包括操作具有一对输出孔口的正排量马达,所述对输出孔口包括安置在固定内部输出孔口附近的可选择性移动的外部输出孔口。操作可以包括当钻井液流过所述对孔口时使所述外部输出孔口绕所述马达的纵轴旋转以控制来自所述外部输出孔口的液压脉冲振幅。本发明还公开了额外设备、系统和方法。

Description

动态搅拌控制设备、系统和方法
发明背景
多年以来一直在使用呈泥浆马达形式的单螺杆马达来提供直井眼和定向钻井操作的动力。在一些情况下,诸如在水平钻井期间,由钻井液或泥浆提供动力的单螺杆马达的运动用来搅拌钻柱以减小粘附和摩擦,增加钻井效率。然而,单螺杆马达操作期间产生的振动可干扰信号采集,包括勘测和泥浆脉冲遥测活动。
附图简述
图1A是形成根据本发明的各个实施方案配置的设备的部分的正排量马达(诸如单螺杆马达)的侧面剖视图,且图1B到1D是正视图。
图2是根据本发明的各个实施方案配置的设备中的内部及外部孔口的后视图,其中齿轮传动机构和弹簧用来控制外部孔口的旋转。
图3是根据本发明的各个实施方案的计量活塞总成的侧面剖视图。
图4说明根据本发明的各个实施方案的设备和系统。
图5说明本发明的随钻系统实施方案。
图6是说明根据本发明的各个实施方案的几种方法的流程图。
图7是根据本发明的各个实施方案的包括具体机器的制品的方框图。
具体实施方式
在各个实施方案中,本发明提供一种用于动态地控制由正排量马达(诸如单螺杆马达)提供动力的钻柱式搅拌器的机构。动态控制可以只由使搅拌器呈现为活动或不活动组成,或其可以涉及改变由搅拌器产生的振动的振幅。动态控制的提供实现可选搅拌以避免干扰例如泥浆脉冲遥测活动。还可以存在诸多状况,在所述状况下,希望可只在明显存在粘/滑运动时启动搅拌器。可获得各种其它优点。
为了此文档目的,“单螺杆马达”包括渐进式空腔马达、正排量马达。术语“正排量马达”包括单螺杆马达和渐进式空腔马达两者。因此,虽然术语“单螺杆马达”出于方便简洁原因而在此文档中使用,但是在所有情况下,术语“正排量马达”和“渐进式空腔马达”均可以替代术语“单螺杆马达”。以此方式,可了解以下描述不限于只使用单螺杆马达的特定实例。
在井下操作期间,当钻井液或泥浆流到单螺杆马达中时,起始转子的偏心运动,所述偏心运动然后可经由液压脉冲而直接或间接地转移到其它组件。不同的转子和定子配置(例如改变转子上的凸角的数量)可用来提供增加的动力。在许多实施方案中,单螺杆马达用作用于引发钻柱中的振动的“搅拌器”。
图1A是形成根据本发明的各个实施方案配置的设备100的部分的正排量马达104(诸如单螺杆马达)的侧面剖视图,且图1B到1D是正视图。当用作搅拌器时,单螺杆马达104接受钻井液132,从而朝形成于内部孔板116中的内部输出孔口124引导液流136。随着单螺杆马达104的转子108上下偏心移动(从侧面观察),离开马达104的液流136的中心也随之移动。
流动136最初是指向内部孔板116和内部输出孔口124。液流136相对于内部输出孔口124的位置变化造成压力波动。此类波动产生压力脉冲152,其可用来使钻柱振动。
可用来控制单螺杆马达104的输出的机构之一是用包括外部输出孔口128的可旋转外部孔板156扩增固定的内部孔板116。外部输出孔口128可以具有类似于或相似于内部输出孔口124的形状的形状。
通过改变外部孔板156的位置和因此外部输出孔口128相对于固定内部输出孔口124的位置,可动态地控制放射自设备100的液压脉冲152的振幅。如图1B到1D中可见,外部输出孔口128可按需要相对于内部输出孔口124定位,使得允许最大流量(图1B)或小于最大流量的某个流量(图1C)或甚至最小流量(图1D),其发生于外部输出孔口128提供对经过内部输出孔口的液流136的最大吸收量。
其中外部孔板156附接到单螺杆马达104的具体方式取决于应用。例如,安装可旋转外部孔板156的一种方式是使用包围单螺杆马达104的输出处的开口的轴承120。轴承120可固定在单螺杆马达外壳110的延伸部中。可以使用其它方法来将外部孔板156安装到马达104,诸如螺纹式壳体或钉扎外壳。
图2是根据本发明的各个实施方案配置的设备100中的内部孔口124和外部孔口128的后视图,其中齿轮传动机构204和弹簧230用来控制外部输出孔口128的旋转。更具体地说,传动机构204和弹簧230可用来控制其中形成外部输出孔口128的外部孔板156的旋转。
例如,可以希望在某些时间(诸如固定勘测期间)停止搅拌。此情况中解决的问题是,即使钻头没有前进,也要在勘测时维持泥浆流动。这样做是为了防止钻柱被粘住。用于停止搅拌器的设备是通过暂时中断流动或通过大幅减小流动来启动。
用于产生此效果的一类机构包括由一对销234固定在每一端上的弹簧230(例如拉伸或螺旋弹簧),其中一端附接到单螺杆马达104的外壳110且另一端附接到可旋转外部孔板156。外部输出孔口128的运动以此方式稍加约束,且所述机构被设计使得当没有外部扭力作用于可旋转外部输出孔口128上时,其实质上与设备100的固定内部输出孔口124对准。
叶轮240可被安装到齿轮传动机构204,可能安装在耦接到齿轮224的轴件(没有展示)上,所述齿轮224与可旋转外部孔板156上的齿轮齿210接合。叶轮240因此可用来使齿轮224旋转。齿轮传动机构的轴件可以任何数量的常规方式安装到外壳110。
在操作期间,当钻井液流开始进入外壳110时,外部输出孔口128与内部输出孔口124对准(参见图1B)。随着液流增加,叶轮240转向,这使齿轮224转向。齿轮224接合齿轮齿210以使外部孔板156旋转(图1C)直到板156停止在其中外部输出孔口128实质上正交于内部输出孔口124的位置处为止(参见图1D)。此动作在存在足够大的液流136以将外部孔板156固定在图1D中所示的位置中时将压力脉冲152的振幅增加到最大值。随着液流136下降,外部孔板156将会趋向于返回到图1B中所示的位置。
用于机械地控制外部孔板156的移动的另一机构涉及基于外壳110外部与外壳110内部的压力差计量钻井液流。在此情况下,可使用计量活塞总成140。
例如,图3是根据本发明的各个实施方案的计量活塞总成140的侧面剖视图。计量活塞总成140内的活塞310是使用压力差ΔP=P2-P1启动。现在参考图1A和3,可知当外壳110内部的压力P2变得大于外壳外部的压力P1(使得抵着活塞310的面的流动压力可克服施加于外壳110外部的压力加上弹簧座320的力)时,启动计量活塞总成140。在此类状况下,活塞310已被卸下来将经过计量开口330的一些液流136转向到外壳110外部作为转向液流144。结果,减小压力脉冲152的振幅。
还可结合齿轮传动机构204和弹簧230机构使用活塞计量总成140。在此情况中,如果齿轮传动机构224被承载在例如外壳110内的单独隔间中,那么可使用压力差ΔP=P2-P1来计量进入隔间的液体、传动叶轮224或计量离开隔间的液体、停止传动机构204的运动。
此类机构的优点是,其不使用电子控制或与钻井系统的其它部分进行的通信。振动等级可被调整为任何所需程度,使得搅拌的量和/或时序足够高以在大部分状况下防止粘滑运动,和足够低以减小对勘测数据采集的干扰。
设备100还可按命令启动,使得搅拌可在需要的任何时候启动和停止。例如,如果电池、电子器件和遥测链路安装在单螺杆马达104的外壳110中或延伸到其外壳,那么可从设备100外部控制搅拌操作。例如,可使用短跳电磁遥测链路(例如,根据电气和电子工程师协会标准1902.1-“长波长无线网络协议的IEEE标准(IEEE Standard for LongWavelength Wireless Network Protocol),2009”实施的遥测链路)来发送调节设备100的操作的命令。
对于此操作模式,当接收到命令时,可使用电动马达(用来代替叶轮240)来传动齿轮224,从而移动外部输出孔口128以与内部输出孔口124对准、减小压力脉冲152的振幅。类似地,外部输出孔口128可被命令移动到相对于内部输出孔口124的任何所需位置,从而增加或降低压力脉冲152的振幅。此机构可用来减小由设备100按命令提供的搅拌程度,这在泥浆脉冲遥测系统操作期间可能是有利的。其还可以有用于在不关注相关钻柱的粘/滑运动的周期期间停止搅拌。
图4说明根据本发明的各个实施方案的设备100和系统464。在一些实施方案中,可结合设备100使用流量计412和/或其它电子控制。例如,在一些情况下,锁定机构408可被添加到设备100。锁定机构408可受控于流量计412。一旦选定量的液流停止经过流量计412,便可操作锁定机构408来锁定马达104的转子108,从而停止搅拌。还可实施时间延时以与LWD/MWD(随钻测井/随钻测定)系统操作一致,以允许有足够多的时间来经由泥浆脉冲遥测将数据发射到地面。一旦选定量的液流再次经过流量计412,可操作锁定机构408以释放马达104的转子108,从而允许恢复搅拌。此外,可实施时间延时以与各种系统操作一致,以允许有足够多的时间用于数据发射或接收,或可对搅拌振动敏感的其它活动。
锁定机构408可以包括落锤、锁定块和所属领域一般技术人员已知的其它类型的机构。可机械地和/或电启动锁定机构408。
现在参考图1到4,可知流量计412可用来控制外部孔板156或计量活塞310的移动。以此方式,可调节压力脉冲152的量级。即,一旦流量计412已测定足够多流量的钻井液,外部输出孔口128可实质上与内部输出孔口124对准以最大化压力脉冲振幅。
在一些实施方案中还可使用MWD/LWD总线主控来电控制锁定机构408的操作。如果设备100远距于任何井下电源,那么可利用电子控制系统(诸如电池替代品(没有展示)、线路和处理器)来控制设备100内的流动转向和/或转子锁定。
在输出孔板156(和因此外部输出孔口128)的位置的机械或电子控制下,搅拌设备100的启动、控制和撤销启动可为自动化。例如,设备100可用作在相关钻柱中检测到粘滑运动时被启动的搅拌器。粘滑运动可以多种方式检测,诸如检测泥浆压力变化、钻压变化、井底钻具总成(BHA)经历的弯矩变化和/或近钻头(ABI)传感器检测的倾斜变化。
一旦检测到粘滑运动,存在各种方式来实施如由设备100提供的搅拌器机构的自动化启动。例如,可使用车载信号处理来使用钻压和/或ABI数据以及基于处理器的搅拌反馈控制(经由外部孔板156的旋转)检测粘滑运动状况。
因此,在一些实施方案中,结合系统464操作的设备100可以包括其具有一个或多个单螺杆马达104(具有经由可移动外部孔板156的操作控制的液压脉冲振幅)的井下工具404(例如包括电池替代品、MWD替代品等等)、锁定机构408和流量计412。
系统464可以包括逻辑442,且可能包括外部孔板控制系统。逻辑442可用来采集压力信息、流量计信息和与外部输出孔口128相对于内部输出孔口124的位置有关的位置信息。
系统464和/或其组件中的任一个可以位于井下,可能位于井下工具404中或位于地面466处,(可能)作为形成地面测井设施492的部分的计算机工作站的部分。
在本发明的一些实施方案中,系统464可以操作来采集信号和数据且将信号和数据发射到地面466和/或直接使用信号和数据来控制设备100的操作。处理器430可以操作由设备100可能获自流量计412的信号和数据。所采集的信号和数据可可能呈数据库434的形式存储在存储器450中。处理器430的操作还可以造成确定包围工具404的地层的各种性质以及发射命令以锁定/解锁马达104的转子108。
因此,现在参考图1到4,可知可以实现许多实施方案。例如,设备100可以包括具有两个输出孔口124、128、可移动的外部输出孔口128(例如形成于板156中)的单螺杆马达104。
在一些实施方案中,设备100包括单螺杆马达104和附接到马达104的液体输出端口148的一对输出孔口124、128。所述对输出孔口124、128包括安置在固定内部输出孔口124附近的可选择性地移动的外部输出孔口128,其中来自外部输出孔口128的液压脉冲152的振幅可通过在钻井液132流过所述对孔口124、128时使外部输出孔口128绕马达104的纵轴Z旋转而控制。
输出孔口124、128可以具有“类似”开口配置,这意指孔口124、128包括至少相同形状或相同大小的开口(例如其具有相同量的开口面积)。孔口的开口配置也可以“相似”,这意指孔口124、128包括具有相同形状和相同大小两者的开口。
弹簧可以用来约束可移动输出孔口的移动,从而当不存在流动时将输出孔口返回至原始位置。因此,当流动恢复时,充当搅拌器的设备100将会在用来恢复钻井液132的流动以抵着弹簧230移动外部输出孔口128使其远离其“原始”位置的时间周期内不活动,所述原始位置在本文中被定义为完全打开位置(参见图1B)。因此,设备100可以包括弹簧230以在钻井液132的液流136下降到某个选定下限以下时将外部输出孔口128返回到“不活动”位置,其在本文中被定义为完全封闭位置(参见图1D)。
在一些实施方案中,可移动外部输出孔口可以具有多种形状。因此,除了其它形状以外,外部输出孔口128可以形成为体育场形状、椭圆或圆形之一。
在一些实施方案中,轴承可以用来随着可移动外部输出孔口绕马达的纵轴旋转时支撑可移动外部输出孔口。因此,设备100可以包括包围液体输出端口148的轴承120,其中外部输出孔口128被附接来抵着轴承120旋转。
在一些实施方案中,齿轮传动系统可以用来使可移动外部输出孔口旋转。因此,设备100可以包括齿轮传动204系统以将包括外部输出孔口128的板156耦接到马达104的外壳110,且允许在马达104的操作期间相对于内部输出孔口124选择性地定位外部输出孔口128。
在一些实施方案中,用于齿轮的传动力可以由叶轮提供。因此,设备100可以包括安置在马达104内的钻井液路径中的叶轮240,叶轮240用于给齿轮传动204系统提供原动力。
在一些实施方案中,计量活塞可以用来基于跨马达外壳的压力差控制进入马达的液体。因此,设备100可以包括计量活塞310以基于马达外壳110内部与马达外壳110外部之前的压力差控制通过马达104的液流。
在一些实施方案中,可在电子控制下定位可移动外部输出孔口。因此,设备100可以包括电子控制器(例如可能呈逻辑442和/或处理器430的形式)以接收命令且控制马达104的操作期间外部输出孔口128相对于内部输出孔口124的定位。
还可以实现系统464的各个实施方案。例如,系统464可以包括具有可移动外部输出孔口128的单螺杆马达104,及井下发射机(例如可能包括在收发器424中)和/或传感器(例如可能呈流量计412或MWD声波地层传感器的形式)。例如,在一些实施方案中,系统464包括液体脉冲遥测数据发射机(例如包括在收发器424中或与收发机424分离)或井下传感器(例如流量计412)和单螺杆马达104中的至少一个。马达104经配置具有如先前描述的一对输出孔口124、128。在此情况下,来自外部输出孔口128的液压脉冲振幅可通过当钻井液132流过一对孔口124、128时使外部输出孔口128绕马达104的纵轴Z旋转来控制,以减小发射机或传感器或两者的操作时间的某个部分期间的液压脉冲振幅。
在一些实施方案中,液流量可被测定且用来锁定马达和/或控制可移动孔口,以减小脉冲振幅,从而为遥测数据和地层性质测定提供更舒适的环境。因此,设备100和系统464可以包括流量计412,其用于测定钻井液132的流动且实现马达104的锁定移动或外部输出孔口128的控制移动以减小液压脉冲振幅。
在一些实施方案中,除了或代替锁定马达和/或控制可移动孔口,可使用电子控制以调整脉冲振幅。因此,设备100和系统464可以包括电子控制器(例如逻辑442、处理器430或两者)以接收命令且实现马达104的可锁定移动(例如经由锁定和解锁转子108)或外部输出孔口128的控制移动以减小液压脉冲振幅。
在一些实施方案中,用于锁定、解锁或旋转的命令是由被配置来监测钻井液的流量或跨马达的外壳的压力差的模块提供。所述模块可以呈现逻辑442或一个或多个处理器430的形式,所述处理器430被编程来实施传递到搅拌设备100的命令的接收和执行。
在一些实施方案中,弹簧、齿轮或电子控制器可用来随着进入马达中的液流从低液流或无液流增加到相对较高液流,相对于内部输出孔口调整用于将外部孔口从完全打开位置移动到完全封闭位置所耗的时间量。因此,设备100和系统464可以包括机械或电子延时机构D(例如可能是包括作为逻辑442的部分的计时器),以设置延时周期以随着钻井液132的流速从较低流速变为较高流速而将外部输出孔口128从实质上与内部输出孔口124对准的位置(参见图1B)移动到实质上不与内部输出孔口124对准的位置(参见图1C到1D)。还可以实现其它实施方案。
例如,图5说明本发明的随钻系统564实施方案。系统564可以包括井下工具524的部分作为井下钻井操作的部分。
通常使用钻探管的钻柱实行油气井的钻井,所述钻探管连接在一起以形成通过转盘510降低到井孔或钻孔512中的钻柱508。在这里,钻井平台586装备有支撑起重机590以使钻柱508上升和下降的吊杆588。
钻机502位于井506的地面504处。钻机502可以经由起重机590对钻柱508提供支撑。钻柱508可以操作来穿透转盘510以钻井穿过井下地层514的钻孔512。钻柱508可以包括传动钻杆516、钻探管518和可能位于钻探管518的底部处的井底钻具总成520。
井底钻具总成520可以包括钻环522、井底工具524和钻头526。钻头526可以操作来通过穿透地面504和井下地层514来产生钻孔512。井底工具524可以包括多种不同类型的工具中的任一个,其包括MWD工具、LWD工具和其它工具。
在钻井操作期间,钻柱508(可能包括传动钻杆516、钻探管518和井底钻具总成520)可以通过转盘510旋转。除此之外或替代地,井底钻具总成520还可以由位于井下的马达(例如泥浆马达)旋转。钻环522可以用来给钻头526增加重量。钻环522还可以操作来使井底钻具总成520变硬,从而允许井底钻具总成520将所增加的重量转移到钻头526,且然后又辅助钻头526穿透地面504和井下地层514。
在钻井操作期间,泥浆泵532可以通过软管536将钻井液(有时候被所属领域一般技术人员称为“钻井泥浆”)从泥坑534泵抽到钻探管518且向下泵抽到钻头526。钻井液可从钻头526流出且通过钻探管518与钻孔512的多个侧之间的环形区域540返回到地面504。钻井液然后可以返回到其中过滤此液体的泥坑534。在一些实施方案中,钻井液可用来冷却钻头526以及在钻井操作期间为钻头526提供润滑。此外,钻井液可以用来移除通过操作钻头526产生的地下地层岩屑。
因此,现在参考图1到5,可知在一些实施方案中,系统564可以包括井下工具404、524以容置类似于或相似于上文描述且图1到4中说明的设备和系统的一个或多个设备100和/或系统464。因此可以实现许多实施方案。
在一些实施方案中,系统464、564可以包括显示器596以可能以图形形式呈现由流量计412提供的信息和关于设备100的状态的其它信息,包括外部输出孔口128的位置。系统464、564还可以包括计算逻辑(可能作为地面测井设施492的部分)或计算机工作站554以从位于井下的逻辑442和/或处理器430接收信号以确定对设备100的外部输出孔口128作出的调整。
设备100;马达104;转子108;外壳110;内部孔板116;内部输出孔口124;外部输出孔口128;钻井液132;液流136;转向液流144;液体输出端口148;液压脉冲152;外部孔板156;传动机构204;齿210;齿轮224;弹簧230、320;销234;叶轮240;活塞310;计量开口330;井下工具404、524;锁定机构408;流量计412;收发器424;处理器430;数据库434;逻辑442;存储器450;系统464、564;地面466、504;测井设施492;钻机502;井506;钻柱508;转盘510;钻孔512;地层514;传动钻杆516;钻探管518;井底钻具总成520;钻环522;钻头526;泥浆泵532;泥坑534;软管536;工作站554;平台586;吊杆588;起重机590;显示器596;和压力P1、P2可以全部以如本文中的“模块”为特征。
此类模块可以包括硬件电路、处理器、存储器电路、软件程序模块和对象、固件和/或其组合,如设备100和系统464、564的设计师所需且适用于各个实施方案的特定实施方式。例如,在一些实施方案中,此类模块可以包括在设备和/或系统操作模拟程序包中,诸如软件电信号模拟程序包、通信模拟程序包、电力分布模拟程序包、功率/散热模拟程序包和/或用于模拟各种潜在实施方案的操作的软件与硬件的组合。
还应了解,可在除了用于钻井操作的应用中使用各个实施方案的设备和系统,且因此各个实施方案并无此限制。设备100和系统464、564的说明旨在提供对各个实施方案的结构的一般理解,且其不旨在充当可充分利用本文中描述的结构的设备和系统的全部元件和特征的完整描述。
可以包括各个实施方案的新颖设备和系统的应用可以包括用于高速计算机的电子电路、通信和信号处理电路、调制解调器、处理器模块、嵌入式处理器、数据交换机、专用模块或其组合。此类设备和系统还可以包括作为多种电子系统内的替代组件,诸如电视机、蜂窝电话、个人计算机、工作站、收音机、视频播放器、运输工具、用于地热工具和智能换能器接口节点遥测系统的信号处理,等等。一些实施方案包括多种方法。
例如,图6是说明操作如先前描述般配置的搅拌器的多种方法611的流程图。因此,用于在一个或多个处理器上执行以进行所述方法的处理器实施方法611可以开始于方框621,其中操作具有包括安置在固定内部输出孔口附近的可选择性移动的外部输出孔口的一对输出孔口的单螺杆马达。方框621处的活动可以包括当钻井液流过所述对孔口时使外部输出孔口绕马达的纵轴旋转以控制来自外部输出孔口的液压脉冲振幅。方框621处的活动还可以包括接收命令以诸如通过锁定或解锁马达内的转子来锁定或解锁单螺杆马达的移动。
在一些实施方案中,外部输出孔口可响应于已检测的钻井液流速而移动。因此,方法611可以继续进行到方框625,其包括确定到单螺杆马达或单螺杆马达内的液流是否已实质上停止(例如,下降到选定下限以下)。如果是,那么外部输出孔口可在方框629处返回到其原始(完全打开)位置。如果否,那么方法611可以直接进行到方框633,响应于进入马达的钻井液的液流量(例如流量和/或流速)的变化而使外部输出孔口绕马达的纵轴旋转。
例如,在一些实施方案中,输出脉冲振幅在时间延时周期内可随着钻井液流速增加而增加。因此,方法611可以包括在方框637处,在选定时间延时周期内随着钻井液的流速增加而增加压力脉冲的振幅。
在一些实施方案中,当检测到粘滑运动和钻井效率降低的其它指示时可增加压力脉冲振幅。因此,方框637处的活动可以包括通过在其中检测到粘滑运动、弯矩变化或附接到马达的钻柱的钻压变化之一的时间周期期间使外部输出孔口绕马达的纵轴旋转来增加来自外部输出孔口的液压脉冲振幅。
测定量的钻井液流可用来锁定马达或减小压力脉冲振幅,从而使其更容易发射遥测数据或作出灵敏测定。因此,方法611可以包括在方框641处,测定进入马达的钻井液的流量。如果没有测定选定液流量或流速,那么方法611可以返回到方框633。如果液流量或流速满足或超过选定量,那么方法611可以继续进行到方框645。
马达内的过量压力可通过使一些液流转向而缓解。因此,方法611可以包括在方框645处,凭借通过安置在马达内的转向阀使一些钻井液转向来控制来自外部输出孔口的液压脉冲振幅。
如果发生粘滑运动,那么液流转向可停止(可能突然停止)以鼓励钻柱的轴向移动。因此,方框645处的活动可以包括操作转向阀以在检测到附接到马达的钻柱的粘滑运动时停止钻井液的转向。
方法611可以继续进行到方框649,其包括锁定马达的移动或移动外部输出孔口以在已测定选定液流量的时间延时周期期间减小液压脉冲振幅。
在一些实施方案中,方法611可以继续进行到方框653,其包括在时间延时周期期间发射遥测数据。方法611还可以继续进行到方框657,其包括解锁马达(转子)以起始由马达提供的搅拌。
应注意,本文中描述的方法无需以所述次序或任何特定次序执行。此外,关于本文中识别的方法描述的各种活动可以反覆、串行或并行方式执行。可以一个或多个载波的形式发送和接收包括参数、命令、运算元和其它数据的信息。
设备100和系统464、564可以在通过一种或多种网络操作的机器可访问和可读介质中实施。网络可以是有线、无线或有线与无线的组合。除了其它事物之外,设备100和系统464、564可用来实施与图6的方法611相关的处理。模块可以包括硬件、软件和固件或此类的任何组合。因此可以实现额外实施方案。
例如,图7是根据本发明的各个实施方案的包括具体机器702的制品700的方框图。在阅读并理解本公开内容的内容之后,所属领域一般技术人员将了解其中可启动来自基于计算机系统中的计算机可读介质的软件程序的方式,所述基于计算机系统用于执行软件程序中定义的功能。
所属领域一般技术人员还将了解可以用来产生被设计来实施和进行本文中公开的方法的一个或多个软件程序的各种程序设计语言。例如,所述程序可以使用面向对象语言(诸如Java或C++)的面向对象格式结构化。在另一实例中,所述程序可以使用程序语言(诸如汇编语言或C)的面向程序格式结构化。软件组件可以使用所属领域一般技术人员已知的多种机制中的任一个(诸如应用程序接口或进程间通信技术,包括远程过程调用)进行通信。各个实施方案的教导不不限于任何特定程序设计语言或环境。因此,可以实现其它实施方案。
例如,诸如计算机、存储器系统、磁盘或光盘、某种其它存储装置和/或任何类型的电子装置或系统的制品700可以包括耦接到机器可读介质708(诸如存储器(例如可抽换式存储介质以及包括电、光学或电磁导体的任何存储器))的一个或多个处理器704,所述存储器具有存储于其中的指令712(例如计算机程序指令),所述指令712在由所述一个或多个处理器704执行时造成机器702进行关于上述方法描述的动作中的任一个。
机器702可以呈现具有直接和/或使用总线716耦接到多个组件的处理器704的具体计算机系统。因此,机器702可以可能作为处理器430、逻辑442或工作站554的部分并入到设备100或图1到5中所示的系统464、564中。
现在参考图7,可知机器702的组件可以包括主存储器720、静态或非易失性存储器724和大容量存储装置706。耦接到处理器704的其它组件可以包括输入装置732(诸如键盘)或光标控制装置736(诸如鼠标)。诸如视频显示器的输出装置728可以远距机器702(没有展示)或成为机器702的主要部分。
将处理器704和其它组件耦接到网络744的网络接口装置740还可以耦接到总线716。指令712可以经由利用多种已知传输协议(例如超文本传输协议)的网络接口装置740通过网络744发射或接收。取决于要实现的具体实施方案,耦接到总线716的此类元件中的任一个可以不存在、单独存在或以复数形式存在。
处理器704、存储器720、724和存储装置706可以各自包括当进行时造成机器702执行本文中描述的活动、操作或方法中的任何一个或多个的指令712。在一些实施方案中,机器702充当独立装置或可以连接(例如联网)到其它机器。在联网环境中,机器702可以在服务器-客户端网络环境中以服务器或客户端机器的能力操作,或充当对等(或分布式)网络环境中的对等机器。
机器702可以包括个人计算机(PC)、平板PC、机顶盒(STB)、PDA、蜂窝电话、网络设备、网络路由器、交换机或桥接器、服务器、客户端或能够执行引导由该机器采用以实施本文中描述的方法和功能的动作的指令集(循序或以其它方式执行)的任何具体机器。此外,虽然只说明单个机器702,但是术语“机器”还应被认为包括个别或联合执行用于进行本文中讨论的任何一种或多种方法论的指令集(或多个指令集)的任何机器集合。
虽然机器可读介质708被示为单个介质,但是术语“机器可读介质”应被认为包括单个介质或多个介质(例如,集中式或分布式数据库和/或相关缓存和服务器)和/或多种存储介质,诸如处理器704的寄存器、存储器720、724和存储一个或多个指令集712的存储装置706。术语“机器可读介质”还应被认为包括以下任何介质:能够存储、编码或携带由机器执行的指令集且使机器702进行本发明的任何一种或多种方法论或能够存储、编码或携带由此指令集利用或与此指令集相关的数据结构。术语“机器可读介质”或“计算机可读介质”因此应被认为包括非暂时性有形介质,诸如固态存储器以及光学和磁性介质。
各个实施方案可以被实施为独立应用程序(例如,无任何网络能力)、客户端-服务器应用程序或对等(或分布式)应用程序。除了经由传统渠道出售或许可之外,实施方案还可以例如由软件即服务(SaaS)、应用程序服务供应商(ASP)或效用计算供应商部署。
使用本文中公开的设备、系统和方法可以提供多种优点。此类优点可包括减小未能通过质量控制测试的勘测的发生率、改善使用泥浆脉冲遥测进行工具-地面通信的可靠性、增加钻头行程之间的时间(因为搅拌设备无需手动调整)且增加脉冲器可靠性,因为克服较高搅拌噪声级无需脉冲器以最大提升负荷运行。可以赖以增加客户满意度。
形成具体实施方案的部分的附图通过说明方式且无限制地展示其中可以实践所述主题的具体实施方案。所说明的实施方案经足够详细描述以使得所属领域一般技术人员能够实践本文中公开的教导。可以利用并由此派生出其它实施方案,使得在不违背本公开内容的范围的情况下可以作出结构和逻辑替代和改变。此具体实施方式因此不应被理解为限制意义,且各个实施方案的范围只是由随附权利要求书以及对命名此类权利要求的等效物的全范围定义。
仅仅为了方便起见且不旨在将本申请的范围自愿限制为任何单个发明或发明概念(如果实际上公开了一个以上发明或发明概念),本发明主题的此类实施方案可以在本文中个别和/或共同地由术语“发明”指代。因此,虽然本文中已说明且描述了具体实施方案,但是应明白,旨在实现相同目的的任何布置可以替代所示具体实施方案。本公开内容旨在涵盖各个实施方案的任何和全部调整或变动。所属领域一般技术人员在检视以上描述之后将明白以上实施方案和本文中没有具体描述的其它实施方案的组合。
提供了说明书摘要以符合37C.F.R.§1.72(b)的要求,其要求使得读者能够快速地确认技术公开内容的本质的摘要。应了解,说明书摘要的提供不用来解释或限制权利要求的范围或含义。此外,在前述具体实施方式中,可以看到为了简化本发明的目的而使各种特征一起分组在单个实施方案中。此公开内容的方法不应被解释为反映所要求保护的实施方案需要比每一权利要求中明确引用的特征更多的特征的意图。相反,如所附权利要求书所反映,发明主题依赖的特征少于单个公开的实施方案的全部特征。因此特此将所附权利要求书并入具体实施方式中,就此点而论,每一权利要求均可各自作为本发明的独立实施方案。

Claims (21)

1.一种动态搅拌控制设备,其包括:
正排量马达;和
附接到所述马达的液体输出端口的一对输出孔口,所述对输出孔口包括安置在固定内部输出孔口附近的可选择性移动的外部输出孔口,其中可通过当钻井液流过所述对输出孔口时使所述外部输出孔口绕所述马达的纵轴旋转而控制来自所述外部输出孔口的液压脉冲振幅;
弹簧,其用于当所述钻井液的流量下降到选定下限以下时使所述外部输出孔口返回到不活动位置。
2.根据权利要求1所述的设备,其中所述对输出孔口具有类似开口配置。
3.根据权利要求1所述的设备,其中所述外部输出孔口被形成为体育场形状、椭圆或圆形之一。
4.根据权利要求1所述的设备,其还包括:
包围所述液体输出端口的轴承,其中所述外部输出孔口被附接来抵着所述轴承旋转。
5.根据权利要求1所述的设备,其还包括:
齿轮传动系统,其用于将包括所述外部输出孔口的板耦接到所述马达的外壳,且允许在所述马达的操作期间相对于所述内部输出孔口选择性地定位所述外部输出孔口。
6.根据权利要求5所述的设备,其还包括:
安置在所述马达内的钻井液路径中的叶轮,所述叶轮用于给所述齿轮传动系统提供原动力。
7.根据权利要求1所述的设备,其还包括:
计量活塞,其用于基于所述马达的外壳内部与所述马达的所述外壳的外部之间的压力差控制通过所述马达的液流。
8.根据权利要求1所述的设备,其还包括:
电子控制器,其用于接收命令且控制所述马达的操作期间所述外部输出孔口相对于所述内部输出孔口的定位。
9.一种动态搅拌控制系统,其包括:
液体脉冲遥测数据发射机或井下传感器中的至少一个;
正排量马达;和
附接到所述马达的液体输出端口的一对输出孔口,所述对输出孔口包括安置在固定内部输出孔口附近的可选择性移动的外部输出孔口,其中可通过当钻井液流过所述对输出孔口时使所述外部输出孔口绕所述马达的纵轴旋转而控制来自所述外部输出孔口的液压脉冲振幅,以在操作所述发射机或所述传感器或两者的时间的某个部分期间减小所述液压脉冲振幅;
弹簧,其用于当所述钻井液的流量下降到选定下限以下时使所述外部输出孔口返回到不活动位置。
10.根据权利要求9所述的系统,其还包括:
流量计,其用于测定所述钻井液的流量且实现所述马达的锁定移动或所述外部输出孔口的控制移动以减小所述液压脉冲振幅。
11.根据权利要求9所述的系统,其还包括:
电子控制器,其用于接收命令且实现所述马达的可锁定移动或所述外部输出孔口的控制移动以减小所述液压脉冲振幅。
12.根据权利要求11所述的系统,其中包括用于锁定、解锁或旋转的命令的所述命令是由被配置来监测所述钻井液的流量或跨所述马达的外壳的压力差的模块提供。
13.根据权利要求9所述的系统,其还包括:
机械或电子延时机构,其用于随着所述钻井液的流速从较低流速变为较高流速,设置用于将所述外部输出孔口从实质上与所述内部输出孔口对准的位置移动到实质上不与所述内部输出孔口对准的位置的延时周期。
14.一种处理器实施方法,其用于在进行所述方法的一个或多个处理器上执行,所述方法包括:
通过当钻井液流过包括安置在固定内部输出孔口附近的可选择移动的外部输出孔口的一对孔口时使所述外部输出孔口绕具有所述对输出孔口的正排量马达的纵轴旋转操作所述正排量马达以控制来自所述外部输出孔口的液压脉冲振幅;
当所述钻井液的流量下降到选定下限以下时,使用弹簧使所述外部输出孔口返回到不活动位置。
15.根据权利要求14所述的方法,其还包括:
响应于进入所述马达中的所述钻井液的流量变化使所述外部输出孔口绕所述马达的所述纵轴旋转。
16.根据权利要求14所述的方法,其还包括:
在选定时间延时周期内随着所述钻井液的流速的增加而增加所述液压脉冲的振幅。
17.根据权利要求14所述的方法,其还包括:
测定进入所述马达中的所述钻井液的流量;
当已测定选定流量时锁定所述马达的移动或移动所述外部输出孔口以在时间延时周期期间减小所述液压脉冲振幅;和
发射所述时间延时周期期间的遥测数据。
18.根据权利要求14所述的方法,其还包括:
在其中检测到粘滑运动、弯矩变化或附接到所述马达的钻柱的钻压变化之一的时间周期期间,通过使所述外部输出孔口绕所述马达的所述纵轴旋转而增加来自所述外部输出孔口的所述液压脉冲振幅。
19.根据权利要求14所述的方法,其还包括:
凭借通过安置在所述马达内的转向阀使一些所述钻井液转向而控制来自所述外部输出孔口的所述液压脉冲振幅。
20.根据权利要求19所述的方法,其还包括:
当检测到附接到所述马达的钻柱的粘滑运动时,操作所述转向阀以停止所述钻井液的转向。
21.根据权利要求14所述的方法,其中所述操作包括:
接收命令以锁定或解锁所述正排量马达的移动。
CN201280077041.XA 2012-11-20 2012-11-20 动态搅拌控制设备、系统和方法 Expired - Fee Related CN104797774B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2012/066094 WO2014081417A1 (en) 2012-11-20 2012-11-20 Dynamic agitation control apparatus, systems, and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104797774A CN104797774A (zh) 2015-07-22
CN104797774B true CN104797774B (zh) 2018-07-31

Family

ID=50776441

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280077041.XA Expired - Fee Related CN104797774B (zh) 2012-11-20 2012-11-20 动态搅拌控制设备、系统和方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10184333B2 (zh)
EP (1) EP2909421A4 (zh)
CN (1) CN104797774B (zh)
AU (1) AU2012394944B2 (zh)
BR (1) BR112015011460A2 (zh)
CA (1) CA2890072C (zh)
RU (1) RU2634751C2 (zh)
WO (1) WO2014081417A1 (zh)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112015010754A2 (pt) 2012-11-20 2017-07-11 Halliburton Energy Services Inc aparelho, sistema e método implementado por processador
WO2014081417A1 (en) 2012-11-20 2014-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Dynamic agitation control apparatus, systems, and methods
US10590709B2 (en) * 2017-07-18 2020-03-17 Reme Technologies Llc Downhole oscillation apparatus
WO2020051095A2 (en) * 2018-08-30 2020-03-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Statorless shear valve pulse generator
CN109812231B (zh) * 2019-03-27 2024-03-26 中国石油大学(北京) 脉冲振动提速工具
GB2605542B (en) 2019-12-18 2023-11-01 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Oscillating shear valve for mud pulse telemetry and operation thereof
CN115667671A (zh) 2020-06-02 2023-01-31 贝克休斯油田作业有限责任公司 用于剪切阀脉冲器的角相关阀释放单元
US11391105B2 (en) 2020-07-02 2022-07-19 Quantum Energy Technologies Llc Downhole pulse generation
US11473409B2 (en) 2020-07-24 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Continuous circulation and rotation for liner deployment to prevent stuck

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5996687A (en) * 1997-07-24 1999-12-07 Camco International, Inc. Full bore variable flow control device
CN101629479A (zh) * 2008-07-14 2010-01-20 宋家雄 装有自激振荡增压器的钻井液输送装置
CN101984344A (zh) * 2010-10-22 2011-03-09 中南民族大学 地层岩性实时在线识别装置及其识别方法
CN102493768A (zh) * 2011-12-02 2012-06-13 东北石油大学 高频脉冲射流共振钻井装置及其钻井方法

Family Cites Families (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2271911A (en) * 1939-03-22 1942-02-03 Morgan Smith S Co Fluid flow controller
US3168049A (en) 1961-09-26 1965-02-02 Mono Pumps Africa Pty Helical gear pumps
US3994166A (en) * 1975-11-10 1976-11-30 Warren Automatic Tool Co. Apparatus for eliminating differential pressure surges
SU673765A1 (ru) 1976-12-06 1979-07-15 Институт горного дела Сибирского отделения АН СССР Гидравлический пульсатор
US4734892A (en) 1983-09-06 1988-03-29 Oleg Kotlyar Method and tool for logging-while-drilling
US4544041A (en) 1983-10-25 1985-10-01 Rinaldi Roger E Well casing inserting and well bore drilling method and means
US4676725A (en) 1985-12-27 1987-06-30 Hughes Tool Company Moineau type gear mechanism with resilient sleeve
CA1268052A (en) * 1986-01-29 1990-04-24 William Gordon Goodsman Measure while drilling systems
GB8612019D0 (en) 1986-05-16 1986-06-25 Shell Int Research Vibrating pipe string in borehole
JP3311484B2 (ja) 1994-04-25 2002-08-05 三菱電機株式会社 信号伝送装置及び信号伝送方法
US5265682A (en) * 1991-06-25 1993-11-30 Camco Drilling Group Limited Steerable rotary drilling systems
US5211842A (en) * 1992-01-07 1993-05-18 Conoco Inc. Three-phase well test apparatus using pumped recirculation to maintain homogenous flow
US5495900A (en) * 1994-06-29 1996-03-05 Falgout, Sr.; Thomas E. Drill string deflection sub
HUT72342A (en) 1994-10-21 1996-04-29 Ferenczi Rotary-piston machine
US5901113A (en) 1996-03-12 1999-05-04 Schlumberger Technology Corporation Inverse vertical seismic profiling using a measurement while drilling tool as a seismic source
US6279670B1 (en) 1996-05-18 2001-08-28 Andergauge Limited Downhole flow pulsing apparatus
US6009948A (en) 1996-05-28 2000-01-04 Baker Hughes Incorporated Resonance tools for use in wellbores
US5836353A (en) * 1996-09-11 1998-11-17 Scientific Drilling International, Inc. Valve assembly for borehole telemetry in drilling fluid
GB9708294D0 (en) 1997-04-24 1997-06-18 Anderson Charles A Downhole apparatus
GB2332690A (en) 1997-12-12 1999-06-30 Thomas Doig Mechanical oscillator and methods for use
GB0009848D0 (en) 2000-04-25 2000-06-07 Tulloch David W Apparatus and method of use in drilling of well bores
US20020148606A1 (en) 2001-03-01 2002-10-17 Shunfeng Zheng Method and apparatus to vibrate a downhole component by use of acoustic resonance
FR2844312B1 (fr) 2002-09-05 2006-04-28 Centre Nat Rech Scient Machine tournante a capsulisme
US6970398B2 (en) * 2003-02-07 2005-11-29 Schlumberger Technology Corporation Pressure pulse generator for downhole tool
RU2232245C1 (ru) 2003-04-01 2004-07-10 ОАО НПО "Буровая техника" Винтовой забойный двигатель
US7082821B2 (en) 2003-04-15 2006-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting torsional vibration with a downhole pressure sensor
US7082078B2 (en) * 2003-08-05 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Magnetorheological fluid controlled mud pulser
GB0324744D0 (en) * 2003-10-23 2003-11-26 Andergauge Ltd Running and cementing tubing
FR2865781B1 (fr) 2004-01-30 2006-06-09 Christian Bratu Pompe a cavites progressives
US7139219B2 (en) 2004-02-12 2006-11-21 Tempress Technologies, Inc. Hydraulic impulse generator and frequency sweep mechanism for borehole applications
US7219747B2 (en) 2004-03-04 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Providing a local response to a local condition in an oil well
US9500058B2 (en) 2004-05-28 2016-11-22 Schlumberger Technology Corporation Coiled tubing tractor assembly
US7405998B2 (en) 2005-06-01 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for generating fluid pressure pulses
US7748474B2 (en) 2006-06-20 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Active vibration control for subterranean drilling operations
GB0613637D0 (en) 2006-07-08 2006-08-16 Andergauge Ltd Selective agitation of downhole apparatus
EP2118441B1 (en) 2007-01-08 2016-08-10 Baker Hughes Incorporated Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same
US20080251254A1 (en) 2007-04-16 2008-10-16 Baker Hughes Incorporated Devices and methods for translating tubular members within a well bore
RU67177U1 (ru) 2007-05-30 2007-10-10 Николай Николаевич Галкин Электронный блок скважинного прибора
MY159889A (en) * 2007-07-11 2017-02-15 Halliburton Energy Services Inc Improved pulse signaling for downhole telemetry
GB2454700B (en) * 2007-11-15 2013-05-15 Schlumberger Holdings Work extraction from downhole progressive cavity devices
US7870900B2 (en) 2007-11-16 2011-01-18 Lufkin Industries, Inc. System and method for controlling a progressing cavity well pump
US20090152009A1 (en) * 2007-12-18 2009-06-18 Halliburton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation Nano particle reinforced polymer element for stator and rotor assembly
US7623332B2 (en) 2008-01-31 2009-11-24 Commscope, Inc. Of North Carolina Low bypass fine arrestor
US8469104B2 (en) 2009-09-09 2013-06-25 Schlumberger Technology Corporation Valves, bottom hole assemblies, and method of selectively actuating a motor
CA2714984A1 (en) 2009-09-21 2011-03-21 Xact Downhole Telemetry Inc. Apparatus and method for acoustic telemetry measurement of well bore formation debris accumulation
CA2775744A1 (en) * 2009-09-30 2011-04-07 Baker Hughes Incorporated Remotely controlled apparatus for downhole applications and methods of operation
GB0919649D0 (en) 2009-11-10 2009-12-23 Nat Oilwell Varco Lp Downhole tractor
US8083508B2 (en) 2010-01-15 2011-12-27 Blue Helix, Llc Progressive cavity compressor having check valves on the discharge endplate
US8733469B2 (en) * 2011-02-17 2014-05-27 Xtend Energy Services, Inc. Pulse generator
US9140116B2 (en) 2011-05-31 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Acoustic triggering devices for multiple fluid samplers
BR112015010754A2 (pt) 2012-11-20 2017-07-11 Halliburton Energy Services Inc aparelho, sistema e método implementado por processador
WO2014081417A1 (en) 2012-11-20 2014-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Dynamic agitation control apparatus, systems, and methods

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5996687A (en) * 1997-07-24 1999-12-07 Camco International, Inc. Full bore variable flow control device
CN101629479A (zh) * 2008-07-14 2010-01-20 宋家雄 装有自激振荡增压器的钻井液输送装置
CN101984344A (zh) * 2010-10-22 2011-03-09 中南民族大学 地层岩性实时在线识别装置及其识别方法
CN102493768A (zh) * 2011-12-02 2012-06-13 东北石油大学 高频脉冲射流共振钻井装置及其钻井方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA2890072A1 (en) 2014-05-30
CN104797774A (zh) 2015-07-22
US20150267534A1 (en) 2015-09-24
AU2012394944B2 (en) 2016-05-12
EP2909421A1 (en) 2015-08-26
US10184333B2 (en) 2019-01-22
RU2634751C2 (ru) 2017-11-07
RU2015114699A (ru) 2017-01-10
EP2909421A4 (en) 2016-10-26
CA2890072C (en) 2019-03-19
BR112015011460A2 (pt) 2017-07-11
WO2014081417A1 (en) 2014-05-30
AU2012394944A1 (en) 2015-05-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104797774B (zh) 动态搅拌控制设备、系统和方法
CN104797780B (zh) 声信号增强设备、系统和方法
AU2009356274B2 (en) System and method for remote well monitoring
CN107567531A (zh) 带有测量地面顶部接头的监测系统
CN106437513A (zh) 一种复杂结构井减摩阻及动力钻具工具面调整方法
CN105144568B (zh) 井下发电系统
Pink et al. Building an automated drilling system where surface machines are controlled by downhole and surface data to optimize the well construction process
CN105604543A (zh) 摆动阀泥浆脉冲发生器传动系统
Isbell et al. Drilling Limiters, Drilling Process Automation, and Drilling Data-Relating Downhole Measurements to Surface Process Automation
CN107075937B (zh) 电动机的状态监测
Larsen et al. The Automated Drilling Pilot on Statfjord C
CN107636248B (zh) 跨越泥浆马达的井下通信
Baumgartner Maximizing the value of information from high-frequency downhole dynamics data
Jones et al. A Step Change in Real-Time Near-Bit Measurements from an Instrumented Downhole Drilling Motor Improves Directional Drilling Accuracy and Geo Steering Capability
Tapia et al. First Time Coiled Tubing Milling in 7-in. Monobore Gas Well Using Downhole Real-Time Measurements
Krase et al. A new measurement while drilling system designed specifically for drilling unconventional wells
Ringer et al. Real-time motor and turbine performance monitoring and optimization
Thomas Philip et al. Learnings from Building a Vendor Agnostic Automated Directional Drilling System
Zarate Losoya Real-time Control and Vibrations Analysis of a Completely Automated Miniaturized Rig
CN115298412A (zh) 钻井钻机控制系统和方法
Donati et al. Closed-loop steerable drilling tools for high temperature applications
Florence et al. Drillers' notes
CN116816326A (zh) 油气井分支井段流动测控系统、方法、设备及存储介质
Sallee et al. Case Study: Achieving Maximum PCP Run-life And Production in South America with Real-Time Digital Downhole Monitoring
Chevallier et al. MDS system increases drilling safety and efficiency

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
EXSB Decision made by sipo to initiate substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20180731

Termination date: 20201120

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee