NO324104B1 - Anordning og fremgangsmate for slampuls-telemetri ved hjelp av et resiproserende pulseringssystem. - Google Patents

Anordning og fremgangsmate for slampuls-telemetri ved hjelp av et resiproserende pulseringssystem. Download PDF

Info

Publication number
NO324104B1
NO324104B1 NO20034083A NO20034083A NO324104B1 NO 324104 B1 NO324104 B1 NO 324104B1 NO 20034083 A NO20034083 A NO 20034083A NO 20034083 A NO20034083 A NO 20034083A NO 324104 B1 NO324104 B1 NO 324104B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
valve piston
reciprocating
seat valve
predetermined
frequency
Prior art date
Application number
NO20034083A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20034083L (no
NO20034083D0 (no
Inventor
Detlef Hahn
Volker Peters
Cedric Rouatbi
Original Assignee
Baker Hughes 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 Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20034083D0 publication Critical patent/NO20034083D0/no
Publication of NO20034083L publication Critical patent/NO20034083L/no
Publication of NO324104B1 publication Critical patent/NO324104B1/no

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
    • 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
    • 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
    • E21B47/20Means 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
    • HELECTRICITY
    • H04ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04LTRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L1/00Arrangements for detecting or preventing errors in the information received
    • H04L1/0001Systems modifying transmission characteristics according to link quality, e.g. power backoff
    • HELECTRICITY
    • H04ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04LTRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L27/00Modulated-carrier systems
    • H04L27/0008Modulated-carrier systems arrangements for allowing a transmitter or receiver to use more than one type of modulation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/5109Convertible

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Fluid-Driven Valves (AREA)
  • Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
  • Details Of Valves (AREA)
  • Treatment Of Sludge (AREA)
  • Measuring Pulse, Heart Rate, Blood Pressure Or Blood Flow (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører boreslam-telemetrisystemer, og mer bestemt, et telemetrisystem som inkorporerer et resiproserende pulseringssystem for modulering av trykket i et borefluid som sirkulerer i en borestreng inne i et brønnhull.
Borefluid-telemetrisystemer, generelt benevnt slampulssystemer, er særlig egnet til telemetri av informasjon fra bunnen av et borehull til jordens overflate under operasjoner med boring av oljebrønner. Informasjonen som sendes med telemetri inkluderer ofte, men er ikke begrenset til, parametere for trykk, temperatur, retning og avvik av brønnhullet. Andre parametere inkluderer loggdata så som resistivitet i de forskjellige lag, sonisk tetthet, porøsitet, induksjon, selvpotensiale og trykkgradienter. Denne informasjonen er kritisk for effektiviteten i bpreoperasjonen.
Oljeboringsindustrien behøver å effektivt øke overføringshastighetene for slampulsdata for tilpasning til den stadig økende mengde av målte nedihullsdata. Den største ulempen med tilgjengelige slampulsventiler er den låve dataoverføringshas-tigheten. Øking av datahastigheten med tilgjengelige ventiltyper fører til uakseptabelt stort kraftforbruk, uakseptabel pulsforvrengning, eller de kan være fysisk upraktisk på grunn av erosjon, vasking og abrasiv slitasje. På grunn av sin lave aktiveringshastig-het, er nesten alle eksisterende slampulsventiler kun i stand til å generere diskrete pulser. For effektivt å bruke bærebølger for å sende frekvensskiftkodede (FSK) eller faseskiftkodede (PSK) signaler til overflaten, må aktueringshastigheten økes og ak-tueringen styres fullt ut.
Slampulsventiler, også benevnt pulseringsanordninger, må operere under ekstremt høye statiske nedihullstrykk, høye temperaturer, høye strømningshastighe-ter og forskjellige typer av erosiv strømning. Ved disse tilstandene må ventilen være i stand til å frembringe trykkpulser på ca. 0,69 - 2,07 MPa.
Forskjellige typer ventilsystemer brukes til å generere nedihulls trykkpulser. Ventiler som åpner og lukker et omløp fra innsiden av borestrengen til brønnhulls-ringrommet frembringer undertrykkspulser eller negative pulser, se for eksempel US patent nr 4.953.595. Ventiler som bruker én styrt restriksjon som er plassert i den sirkulerende slamstrømmen benevnes vanligvis systemer med overtrykkspulser eller positive pulser, se for eksempel US patent nr. 3.958.217.
Et annet eksempel på en ventil med negativ pulsing er vist i US patent nr 4.351.037. Denne teknologien inkluderer en nedihullsventil for utslipp av en del av det sirkulerende fluid fra det indre av borestrengen til ringrommet mellom rørstrengen og borehullets vegg. Borefluider sirkuleres ned innsiden av borestrengen, ut gjennom borkronen og opp ringrommet til overflaten. Ved momentant å slippe en del av fluid-strømmen ut gjennom en sideport, frembringes det et øyeblikkelig trykkfall, og dette er detekterbart ved overflaten for å frembringe en indikasjon på nedihulls utslippet. Et nedihulls instrument er anordnet til å generere et signal eller en mekanisk handling ved opptreden av en nedihulls detektert hendelse for å frembringe det ovenfor beskrevne utslipp. Nedihullsventilen som er beskrevet er delvis avgrenset av et ven-tilsete, eller dyse, som har et innløp og et utløp, og en ventilspindel som er bevegelig mot og bort fra innløpsenden av ventilsetet, i en lineær bane som faller sammen med borestrengen.
Alle ventiler for negativ pulsing behøver et visst høyt differansetrykk nedenfor ventilen for å frembringe tilstrekkelig trykkfall når ventilen er åpen. På grunn av dette høye differansetrykket er ventiler for negativ pulsing mer tilbøyelige til utvasking. Generelt er det ikke ønskelig å ha en omløpsstrøm over borkronen og inn i ringrommet. Man må derfor forsikre seg om at ventilen er i stand til å fullstendig lukke omløpet. Ved hver aktuering slår ventilen mot ventilsetet. På grunn av dette støtet er ventiler med negativ pulsing mer tilbøyelige til å få mekanisk og abrasiv slitasje enn ventiler med positiv pulsing.
Ventiler med positiv pulsing kan, men behøver ikke, fullstendig lukke strøm-ningsløpet for operasjon. Positive ventiler av setetypen er mindre tilbøyelige til å slite ut ventilsetet. De viktigste kreftene som virker på positive seteventiler er hydrauliske krefter, fordi ventilene åpner eller stenger aksialt mot strømningen. For å redusere aktueringseffekten er enkelte seteventiler hydraulisk drevet, som vist i US patent nr. 3.958.217. Her opereres hovedventilen indirekte av en pilotventil. Pilotventilen med det lave effektforbruket stenger en strømningsrestriksjon, som aktiverer hovedventilen til å frembringe trykkfallet. Effektforbruket i denne type ventil er meget lite. Ulempen med denne ventilen er den passivt opererte hovedventilen. Med høye ak-tueringshastigheter er den passive hovedventilen ikke i stand til å følge den aktivt opererte pilotventilen. Pulssignalet som genereres er sterkt forvrengt og kan knapt detekteres ved overflaten.
Fra EP 617 196, fremgår det et puls telemetrisystem for anvendelse som en del av et måling under boring system som omfatter en opplink sender omfattende en flernivå omkoder og en slampuls sender med kontinuerlig verdi. Et mottakersystem omfatter et flernivå dekoder. Et nedlinksystem kan også være tilveiebrakt og omfatter en sender. Opplink og nedlink signaler kan multiplekses med hensyn til frekvens for samtidig overføring.
Fra US 2,759,143 fremgår det et signalsystem for undersøkelse av brønner. Systemet skal anvendes for å kommunisere eller gi signal om informasjon fra at relativt utilgjengelig sted i en brønn til et sted på utsiden av brønnen. Systemet er tilpasset for drift under boring av brønnen, og for drift når boringen ar stanset. Signalene overføres uten bruk av elektriske ledninger.
Ventiler med roterende skive åpner og stenger strømningskanaler som står vinkelrett på strømmen. Hydrauliske krefter som virker mot ventilen er mindre enn for ventiler av setetypen. Med økende aktueringshastighet er dynamiske treghetskrefter de viktigste effektforbrukende kreftene. US patent nr 3 764.968 beskriver en roterende ventil for det formål å overføre frekvensskiftkodede (FSK) eller faseskiftkodede (PSK) signaler.
Ventilen bruker en roterende skive og en ikke-roterende stator med et antall korresponderende spalter. Rotoren drives kontinuerlig av en elektrisk motor. Avhengig av motorhastigheten dannes en viss frekvens av trykkpulser i strømmen når rotoren intermitterende avbryter fluidstrømmen. Endringer i motorhastigheten er påkrevet for å endre trykkpulsfrekvensen for å muliggjøre signaler av FSK-typen eller FSK-typen. Det er flere pulser pr. rotoromdreining, hvilket korresponderer til antallet spalter i rotoren og statoren. Endring av fasen eller frekvensen krever at rotorens hastighet øker eller minker. Det kan ta en omdreining av rotoren å overvinne rotasjonstreg-heten og å oppnå den nye fasen eller frekvensen, hvilket gjør at det kreves flere pulssykler for å foreta overgangen. Amplitudekoding av signalet er med denne type av kontinuerlig roterende innretning i seg selv ikke mulig. For å endre frekvensen eller fasen må store treghetsmomenter som er tilknyttet motoren overvinnes, hvilket krever en betydelig effekt. Når den roteres kontinuerlig med en viss hastighet kan det brukes en turbin, eller det kan være inkludert et gir, for å redusere systemets effektforbruk. På den annen side øker begge alternativer dramatisk tregheten og kraftforbruket i systemet ved endring fra en hastighet til en annen for signalkoding.
De ovennevnte eksempler illustrerer noen av de kritiske betraktninger som gjøres ved anvendelsen av en hurtigvirkende ventil for generering av en trykkpuls. Andre betraktninger ved bruken av disse systemer for borehullsoperasjoner involve-rer de ekstreme støtkrefter, dynamiske energier (vibrasjonsenergier), som eksisterer i en borestreng som er i bevegelse. Resultatet er overdrevent stor slitasje, utmatting og svikt i operative deler av systemet. De spesielle vanskeligheter som påtreffes i en borestrengomgivelse, inkludert kravet om et system som har lang levetid for å for-hindre for tidlig feilfunksjon og utbytting av deler, krever et robust og pålitelig ventil-system. Fremgangsmåtene og anordningene ifølge den foreliggende oppfinnelse overvinner de ovennevnte ulemper ved kjent teknikk ved å tilveiebringe et nytt slampulstelemetrisystem som benytter en resiproserende ventil av setetypen.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et slampulstelemetrisystem hvor det benyttes et system med en resiproserende pulseringsventil for generering av trykkpulser i borefluidet som sirkulerer i en borestreng i et brønnhull.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører således et resiproserende pulseringssystem for høy datahastighet for generering av trykkfluktasjoner i et strømmende borefluid. Systemet omfatter et verktøyhus som er tilpasset til å holde en pulseringssammenstilling. Pulseringssammenstillingen omfatter en dysesammenstilling som er anordnet i strømmen av borefluid. Dysesammenstillingen har en hoveddyse og minst én omløpsdyse for kanalisering av strømmen av borefluid gjennom dysesammenstillingen, og en elektronikkmodul for styring av pulseringssystemet. Systemet omfatter videre en lineær elektrisk motorenhet for drift av et seteventilstempel i en første retning mot hoveddysen, og deretter i en reversert annen retning bort fra hoveddysen, idet seteventilstemplets bevegelse genererer trykkfluktuasjoner i borefluidet.
Videre omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for bruk av et resiproserende pulseringssystem for generering av trykkfluktueringer i et strømmende borefluid. I frem-gangsmåten benyttes en lineær elektrisk motor for drift av et resiproserende séteven-tilstempel i en første retning og deretter i en reversert annen retning for generering av trykkpulser i et borefluid, og drift av det resiproserende seteventilstempel i henhold et forutbestemt kodingssystem.
Et aspekt ved oppfinnelsen kan omfatte et verktøyhus som er tilpasset til inn-setting i borestrengen nær borkronen. I verktøyhuset er det montert en pulseringssammenstilling og en elektronikkmodul. Pulseringssammenstillingen inkluderer en dysesammenstilling, et aksialt resiproserende seteventilstempel, og en lineær aktua-torsammenstilling for å drive seteventilstemplet. Dysesammenstillingen inkluderer en hoveddyse og minst én omløpsdyse for å kanalisere strømmen av borefluid gjennom dysesammenstillingen. Lineær aktuatorsammenstillingen omfatter en lineærmotor som er montert i et smøremiddel fylt hus. Lineærmotoren driver et seteventilstempel i en aksialt resiproserende bevegelse mot og deretter bort fra hoveddysen, hvilket ge-nerer en trykkfluktuasjon i det strømmende borefluidet. En kraftbalansefjær er anordnet mellom motoren og et endelokk på huset. Fjæren er utformet til å balansere de hydrauliske kreftene på seteventilstemplet. Et omløpsseteventilstempel er montert nedstrøms omløpsdysen og samvirker med omløpsdysen for å justere strømmen gjennom omløpsdysen for å justere de hydrauliske krefter på seteventilstemplet. En tetning forhindrer brønnhullsfluid i å komme inn i det smøremiddelfylte huset. Motoren drives og styres av en elektronikkmodul.
I en utførelse sanser eiektronikkmodulen trykkavlesinger fra trykksensorer som er montert i verktøyhuset på steder ovenfor og nedenfor pulseringssammenstillingen. Prosessoren i eiektronikkmodulen virker slik at den styrer differansetrykket over ventilen, som angitt av sensorene, ifølge programmerte instruksjoner.
I en annen utførelse kan eiektronikkmodulen bruke trykksensorene som er montert i verktøyhuset til å motta trykk-kommandosignaler som er generert ved overflaten, og for å modifisere nedihullskodingen basert på kommandoene som er generert ved overflaten.
I en utførelse er det beskrevet en fremgangsmåte til generering av en rask overgang i et slampulstelemetrisystem som benytter faseskiftkoding (phase shift key encoding, PSK), omfattende bruk av en resiproserende pulseringsanordning for å generere trykkpulser; drift av et resiproserende seteventilstempel ved en første forhåndsbestemt faserelasjon, og endring av drivsignalet til en annen forhåndsbestemt faserelasjon ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet, og oppnåelse av den annen forhåndsbestemte faserelasjon i løpet av ikke mindre enn en svingeperiode.
I en annen utførelse er det beskrevet en fremgangsmåte til generering av en rask overgang i et slampulstelemetrisystem som benytter frekvensskiftkoding (frequency shift key encoding, FSK), omfattende bruk av en resiproserende pulseringsanordning til å generere trykkpulser; drift av et resiproserende seteventilstempel ved en første forhåndsbestemt frekvens, og endring av drivsignalet til en annen forhåndsbestemt frekvens ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet, og oppnåelse av den annen forhåndsbestemte frekvens i løpet av ikke mer enn en svingeperiode.
I en utførelse er det beskrevet en fremgangsmåte til generering av en rask overgang i et slampulstelemetrisystem ved bruk av amplitudeskiftkoding (amplitude shift key encoding, ASK), omfattende bruk av en resiproserende pulseringsanordning til generering av trykkpulser, drift av et resiproserende seteventilstempel til en første forhåndsbestemt slaglengde for å generere én første signalamplitude, og, ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet, endring av drivsignalet for å drive seteventilstemplet til en annen forhåndsbestemt slaglengde for å generere en høyere eller lavere pulsamplitude enn den første signalamplitude.
I en annen utførelse er det beskrevet en fremgangsmåte til å øke dataoverfø-ringshastigheten i et slampulstelemetrisystem ved å bruke en kombinasjon av FSK og ASK signaler til å overføre data, omfattende bruk av en resiproserende pulseringsanordning til å generere trykkpulser; drift av et resiproserende seteventilstempel ved en første forhåndsbestemt frekvens og en første forhåndsbestemt slaglengde, og, ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet, endring av drivsignalet for samtidig endring til en annen forhåndsbestemt frekvens ved en annen forhåndsbestemt slaglengde, og oppnåelse av den annen forhåndsbestemte frekvens og annen forhåndsbestemte slaglengde i løpet av ikke mer enn en svingeperiode.
I en annen utførelse er det beskrevet en fremgangsmåte til øking av dataover-føringshastigheten i et slampulstelemetrisystem ved å bruke en kombinasjon åv PSK og ASK signaler til overføring av data, omfattende bruk av en resiproserende pulseringsanordning til generering av trykkpulser; drift av et resiproserende seteventilstempel ved en konstant frekvens ved en første forhåndsbestemt fasevinkel og første forhåndsbestemte slaglengde, og, ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet, endring av drivsignalet for samtidig endring til en annen forhåndsbestemt fasevinkel ved en annen forhåndsbestemt slaglengde, og oppnåelse av den annen forhåndsbestemte fasevinkel og annen forhåndsbestemte slaglengde i løpet av ikke mer enn en svingeperiode.
Eksempler på viktigere trekk ved oppfinnelsen har således blitt oppsummert også generelt for at den følgende detaljerte beskrivelse av denne som følger skal kunne forstås bedre, og at bidragene til teknikken skal kunne forstås. Det er selvsagt ytterligere trekk ved oppfinnelsen som heretter vil bli beskrevet, og som vil danne gjenstand for de vedføyde krav.
For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse skal det nå vises til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse, sett sammen med de ledsagende tegninger, hvor like elementer har blitt gitt like henvisningstall, hvor;
Fig. 1 er et skjematisk diagram som viser en borerigg 1 opptatt med boreope-rasjoner. Fig. 2 er et skjematisk riss av et resiproserende pulseringssystem ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 3 er en graf over de krefter som virker på et resiproserende seteventilstempel ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 4 er et skjematisk diagram som beskriver faseskiftkoding ved bruk av en resiproserende ventil ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 5 er et skjematisk diagram som beskriver f rekvensskiftkoding ved bruk av en resiproserende ventil ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 6 er et skjematisk diagram som beskriver en kombinasjon av frekvensskiftkoding og amplitudeskiftkoding ved bruk av en resiproserende ventil ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 1 er et skjematisk diagram som viser en borerigg 1 opptatt med boreope-rasjoner. Borefluid 31, også benevnt boreslam, sirkuleres ved hjelp av pumpen 12
gjennom borestrengen 9, ned gjennom bunnhullssammenstilling (bottom hole as-sembly, BHA) 10, gjennom borkronen 11 og tilbake til overflaten gjennom ringrommet 15 mellom borestrengen 9 og borehullets vegg 16. BHA 10 kan omfatte et hvilket
som helst av et antall av sensormoduler 17, 20, 22 som kan inkludere formasjonseva-lueringssensorer og retningssensorer. Disse sensorene er velkjent innen faget, og vil ikke bli videre beskrevet. BHA 10 inneholder også et pulseringssystem 19 som frem-kaller trykk fluktuasjoner i slamstrømmen. Trykkfluktuasjonene, eller pulsene, forplan-ter seg til overflaten gjennom slamstrømmen i borestrengen 9 og detekteres ved overflaten av en sensor 18 og en kontrollenhet 24. Sensoren 18 er forbundet til strømningsledningen 13, og kan være en trykktransduser, en strømningstransduser, eller en kombinasjon av en trykktransduser og en strømningstransduser.
Fig. 2 er et skjematisk riss av et resiproserende pulseringssystem for slampulstelemetri. Den resiproserende pulseringssammenstillingen 25, også benevnt en resiproserende pulseringsventil eller resiproserende ventil, er lokalisert i den indre boring i verktøyhuset 101. Huset 101 kan være et boret vektrør som er tilpasset til å passe inn i BHA 10, eller kan alternativt være et separat hus som er tilpasset til å passe inn i en boring i et vektrør. Dysesammenstillingen 102 er anordnet i strøm-ningsløpet, og er tilpasset til å bli festet til verktøyhuset 101 i en fast lokalisering, for å tvinge borefluidet 31 til å strømme gjennom hull, også benevnt dyser eller åpninger, i dysesammenstillingen 102. Dysesammenstillingen 102 har en sentralt lokalisert hoveddyse 125 og flere omløpsdyser 115 som er plassert i lik radial avstand fra senter i hoveddysen 125.1 en foretrukket utførelse er hoveddysen 125 og omløpsdysene 115 hull som er boret gjennom legemet i dysesammenstillingen 102.1 en annen foretrukket utførelse er hullene i dysesammenstillingen tilpasset til å motta erosjonsbestan-dige hylser (ikke vist). Hylsene kan være av et relativt hardt materiale, så som wolf-ram eller wolframkarbid, eller kan alternativt være stålhylser som kan være belagt med et hardt materiale, så som wolframkarbid. Slike materialer og belegg er kommersielt tilgjengelig og vil ikke bli videre omtalt. Hylsens strømningspassasje kan væ-re rett eller konisk.
Seteventilstemplet 103 er festet til akselen 106 og drives aksialt av den lineære motor 104 i en resiproserende bevegelse. Seteventilstemplet 103 er posisjonert slik at, ved en ende av den resiproserende bevegelse, også kalt gang eller slag, er seteventilstemplet 103 i umiddelbar nærhet av hoveddysens 125 åpning, hvilket be-grenser strømmen gjennom hoveddysen 125 og frembringer en økning i trykket opp-strøms. Seteventilstemplet 103 blir deretter drevet bort fra hoveddysen 125 til den andre ende av den resiproserende bevegelse, hvilket resulterer i en reduksjon i trykket oppstrøms. Den resiproserende bevegelse genererer dermed trykkf luktuasjoner, eller pulser, i borefluidet 31. Motoren 104 befinner seg i og er festet til lagerhuset 108. Akselen 106 er festet til motoren 104 og understøttet av oljesmurte lagre 109 ved hver ende av lagerhuset 108. Lagrene 109 kan være lineære lagre av hylsety-pen, eller alternativt lineære kulebøssinger. Lagerhuset 108 er festet til støtteringen 130, og støtteringen er i sin tur festet til verktøyhuset 101. Støtteringen 130 har et antall hull eller spalter for å gjøre det mulig for borefluidet 31 å passere gjennom. Lineærmotoren 104 omfatter en magnetholder 135 som er festet til akselen 106 med en spole 140 med elektrisk ledning som er montert på den innvendige diameter av lagerhuset 108 og omgir magnetholderen 135. Magnetholderen 135 og spolen 140 er dimensjonert slik at magnetholderen er i stand til fritt å bevege seg inne i spolen 140, og det er ikke noe fysisk inngrep mellom dem. En elektronikkmodul 145 tilveiebringer elektriske signaler til spolen 140 for nøyaktig drift av kombinasjonen av magnetholder-aksel-seteventilstempel i en lineært oscillerende bevegelse. Fra nå av i denne beskrivelsen skal bevegelse av seteventilstemplet bety bevegelse av kombinasjonen av magnetholderen 135- akselen 106- seteventilstemplet 103. Elektriske lineærmoto-rer er kommersielt tilgjengelig og vil ikke bli videre beskrevet. Eiektronikkmodulen 145 inneholder en prosessor og passende kretser, som virker i henhold til programmerte instruksjoner, som tilveiebringer kontrollsignaler til lineærmotoren. En målesensor for lineær bevegelse (ikke vist) er lokalisert inne i lineærmotoren 104 og tilveiebringer posisjonsmåling til eiektronikkmodulen 145 for å fremme tilbakemeldingskontroll av bevegelsen av seteventilstemplet 103.
Hele pulseringshuset 108 er fult méd passende smøremiddel 111 for å smøre langerne 109 og for å trykkompensere det innvendige trykket i pulseringshuset 108 med nedihullstrykket i boreslammet 31. Tetningen 107 er en fleksibel belgtetning som er direkte forbundet til akselen 106 og pulseringsanordningens endelokk 150, og som hermetisk tetter det oljefylte pulseringshuset 108. Den lineære bevegelse av akselen 106 forårsaker at det fleksible materialet i belgtetningen 107 deformeres og derved tar opp den lineære bevegelse. Det fleksible belgmateriale kan være et elastomerisk materiale, eller alternativt et fiberarmert elastomerisk materiale. Det er nødvendig å holde den lineære bevegelse relativt liten slik at belgmaterialet ikke blir overbelastet av bevegelsen.
I kontrast til en roterende pulseringsventil er de hydrauliske krefter som virker på en aksialt resiproserende pulseringsventil mer avhengig av trykkfallet over pulseringsventilen. Trykkfallet over pulseringsventilen er direkte proporsjonalt med fluid-egenskapene, typisk tetthet og viskositet, fluidets strømningshastighet, og omvendt proporsjonalt med strømningsarealet gjennom dysene, hoveddysen 125 og omløps-dysen 115. For å kompensere for disse hydrauliske kreftene er en kraftbalansefjær 105 anordnet mellom endelokket 150 og magnetholderen 135. Fjærkraften brukes til å kompensere for de hydrauliske krefter ved en nominell operasjonsstrømnings-mengde. For eksempel viser fig. 3 de typiske krefter som virker på den resiproserende ventil ved en resiproserende frekvens på 40 Hz og en nominell strømningsmeng-de på 200 liter pr. min. Hovedkreftene som virker på seteventilstemplet er de hydrauliske krefter 301, primært på grunn av det trykkfall som er dannet; den dynamiske kraft 302 som er forårsaket av akselerasjonen av massene; og den kompenserende fjærkraften 303. Ved å addere disse kreftene kompenserer fjærkraften 303 for størs-tedelen av de hydrauliske kreftene 301, slik at den totale pulseringskraft 304 er til-nærmet lik den dynamiske kraft 302, hvilket fordrer mindre kraft, og følgelig mindre effekt, enn en resiproserende ventil uten en kompenserende fjær.
nedihullsverktøy, inkludert pulseringsventiler, må operere over et område av strømningsmengder og fluidegenskaper. For eksempel, med en konstant strøm-ningsareal, etter som strømningsmengden og/eller fluidets viskositet eller fluidets tetthet økes, vil trykkfallet øke, og følgelig vil de hydrauliske krefter som virker på seteventilstemplet øke, hvilket endrer den ønskede balanse av krefter på seteventilstemplet 103. For å ta hensyn til disse operasjonelle endringene har minst én av omløpsdysene 115 et omløps-setevéntilstempel 160, se fig. 2, som er montert ned-strøms dysesammenstillingen 102 og er lokalisert slik at omløps-seteventilstemplet
160 kan drives av aktuatoren 165 mot eller bort fra omløpsdysen 115, for å redusere eller forstørre det effektive strømnihgsareal av dysesammenstillingen 102, for derved å styre det nominelle trykkfall over dysesammenstillingen 102. Ved å styre trykkfallet over dysesammenstillingen 102 kan de hydrauliske krefter på hovedseteventil-stemplet 125 holdes ved en hovedsakelig konstant verdi. Aktuatoren 165 for omløps-seteventilstemplet kan være en lineær motor eller en konvensjonell motordrevet ku-leskrueaktuator. Disse aktuatoren er kommersielt tilgjengelige og vil ikke bli videre omtalt.
Med henvisning til fig. 2, trykksensorer 112a og 112b er montert oppstrøms henholdsvis nedstrøms dysesammenstillingen 102, slik at de kan måle fluidtrykket i fluidet som strømmer inne i verktøyhuset 101. Trykksensdrene 112a, b er drevet og styrt av eiektronikkmodulen 145.1 en foretrukket utførelse, bruker en prosessor i eiektronikkmodulen 145, i henhold til programmerte instruksjoner, trykksignalene fra trykksensorene 112a, b til å generere en differansetrykkverdi over dysesammenstillingen 102. Prosessoren modifiserer i henhold til en programmert instruksjon posisjonen til omløpsseteventilstemplet 160 i forhold til omløpsdysen 115, for å opprettholde et forhåndsbestemt differansetrykk over dysesammenstillingen 102.1 en annen foretrukket utførelse sanser trykksensorene 112a, b trykkommandosignaler som sendes fra en overflatelokalisering. Prosessoren modifiserer deretter, i henhold til programmerte instruksjoner, signalkodingssystemet for å tilveiebringe forbedret dataoverfø-ring til overflaten.
Eiektronikkmodulen 145 kan inneholde en programmerbar prosessor som kan programmeres til å sende data ved bruk av et hvilket som helst av et antall kodesystemer som inkluderer, men som ikke er begrenset til, amplitudeskiftkoding, amplitude shift keying, ASK), frekvensskiftkoding (frequency shift keying, FSK), eller faseskiftkoding (face shift keying, PSKj, eller en kombinasjon av disse teknikkene. Prosessoren i eiektronikkmodulen 145 kan være programmert til å endre datakodings-parameterne basert på pulser som sendes fra overflaten. Kodingsparameterne kan inkludere type av kodingssystem, basispulsamplitude, basisfrekvens eller andre parametere som påvirker kodingen av data.
Det ovenfor beskrevne system til lineær motordrift tilveiebringer nøyaktig styring av den aksiale posisjon av seteventilstemplet 103 i forhold til posisjonen av hoveddysen 125. Slik nøyaktig styring tillater forbedret bruk av flere kodesystemer som er vanlige innen faget slampulstelemetri.
Med det resiproserende fjærbalanserte pulseringssystem krever kodingen eller vekslingen mellom fase, frekvens eller amplitude ikke høy aktueringseffekt, fordi de hydrauliske krefter alltid er balansert i enhver posisjon av seteventilstemplet. Med start fra null hastighetsnivå, har en endring i frekvens eller amplitude ikke vesentlig påvirkning på det samledé effektforbruk, fordi de dynamiske krefter er null ved null hastighet. I en foretrukket utførelse brukes størstedelen av effekten til å drive systemet ved et høyt frekvensnivå. Så snart det er i stand til å frembringe en høy frekvens kan det veksle til en annen frekvens nesten umiddelbart. Denne hurtige endringen gir en svært høy grad av frihet ved koding av telemetridata. Den karakteristikk som brukes til kodingen (endring av frekvens, fase eller amplitude) kan veksle fra en tilstand
til en annen tilstand, hvilket overfører informasjon, innenfor en periode eller mindre. Ingen overgangssone er nødvendig mellom de forskjellige nivåer av kodet informasjon. Det vil følgelig være større informasjonsinnhold pr. tidsramme i trykkpulssignalet for den resiproserende fjærbalanserte pulseringsanordning enn med en konvensjonell pulseringsanordning.
Fig. 4 viser en graf som viser faseskiftkoding av den resiproserende ventil sammenlignet med en kontinuerlig roterende skjærventil. Det kontinuerlige faseskiftsignal 400 krever 11/2 signalperiode av referansesignalet 405 for å oppnå et fullt
180° faseskift. I overgangstiden mellom 0,5 s og 0,9 s kan informasjonen i det kontinuerlige faseskiftsignal 400 ikke brukes, fordi det inneholder flere frekvenser. Med den resiproserende ventil tillater den lineære motor at seteventilstemplet blir faseskif-tet hovedsakelig ved ethvert tidspunkt, hvilken effekt tilveiebringer en i hovedsak øyeblikkelig faseskifting. Som vist på fig. 4 starter det resiproserende ventilfaseskiftsignal 410 ved 0,5 s allerede i den korrekte faseskiftede relasjon med referansesignalet 400, slik at den følgende signalperiode allerede kan brukes til kodingsformål. Det er således mer informasjon pr. tidsramme med et faseskiftkodingssignal som genereres med en resiproserende ventil enn med en kontinuerlig roterende skjærventil.
Q
Fig. 5 viser en graf som viser et frekvensskiftkodingssignal for den resiproserende ventil sammenlignet med et signal for en kontinuerlig roterende skjærventil som bruker det samme kodingssystem. Dette eksemplet viser et frekvensskift fra 40Hz til 20Hz og tilbake til 40Hz. Ved 0,10 s skiftes frekvensen fra 40 Hz til 20 Hz, med signalet 500 fra den kontinuerlig roterende skjærventilen, skifting kun en full amplitude 500a ved den lave frekvensen ved 0,16 s før den må skifte tilbake til høy-frekvenssignalet ved 500b. Kun toppene ved 500a og 500b er egnet til koding av informasjon.
Overgangsperiodene før og etter frekvensskiftet inneholder flere frekvenser som ikke kan brukes til kodingsformål. Med signalet 505 fra den resiproserende ventil er det enda to fult brukbare amplituder 505a og 505b ved den nedre frekvens, og to brukbare topper ved den høyere frekvensen 505c og 505d. Som ved faseskiftkoding er det mer informasjonsinnhold pr. tidsramme med den resiproserende ventil enn med en kontinuerlig roterende skjærventil. Dette kan tilveiebringe høyere deteksjons-pålitelighet ved å tilveiebringe flere sykler å se på, eller alternativt kan frekvensend-ringene være raskere, hvilket øker datahastigheten, eller en kombinasjon av disse.
Et amplitudeskiftkodingssignal (ASK-signal) kan enkelt genereres med den resiproserende ventil ifølge den foreliggende oppfinnelse. Signalamplituden er proporsjonal med størrelsen av strømningsrestriksjonen, og er således proporsjonal med størrelsen av lineær bevegelse, eller slag, av seteventilstemplet 103 som bringer det i nærhet av hoveddysen 125. Seteventilstemplets posisjon kan styres kontinuerlig, og amplituden av hver syklus kan derfor være forskjellig etter som motoren 104 nøyaktig kan bevege seteventilstemplet 103 gjennom et forskjellig slag for hver syklus ifølge programmert styring fra eiektronikkmodulen 145.
I tillegg, fordi seteventilstemplet 103 kan styres kontinuerlig og nøyaktig, kan kombinasjoner av ASK og FSK eller ASK og PSK brukes til å kode og overføre flere signaler samtidig, hvilket sterkt øker den effektive datahastighet. Fig. 6 er et skjematisk diagram som viser et system for å kombinere et ASK-kodet og et FSK-kodet signal. Begge signaler føres ut i en konstant faserelasjon med et amplitudeskift fra A1 til A2 eller fra A2 til A1 som representerer databit i et første kodet signal, og frekvens-skiftene fra F1 til F2 eller fra F2 til F1 som representerer databit i et annet kodet signal. Denne typen signal genereres ved å endre både den resiproserende frekvens for seteventilstemplet 103 og samtidig endre seteventilstemplets 103 slag, som tidligere beskrevet. Tilsvarende kan et signal som kombinerer ASK og PSK koding (ikke vist) genereres ved å endre faserelasjonen for et signal med konstant frekvens under samtidig endring av amplituden ved å endre seteventilstemplets 103 slag. Her representerer amplitudeskiftene et første kodet signal og faseskiftene representerer et annet kodet signal.
Den foregående beskrivelse er rettet mot bestemte utførelser av den foreliggende oppfinnelse med hénblikk på illustrasjon og forklaring. Det vil imidlertid være åpenbart for en fagperson innen området at mange modifikasjoner og endringer av den ovenfor beskrevne utførelse er mulige uten å avvike fra oppfinnelsens omfang og idé. Det er meningen av de følgende krav skal forstås slik at de omfatter alle slike modifikasjoner og endringer.

Claims (15)

1. Resiproserende pulseringssystem for høy datahastighet for generering av trykkfluktuasjoner i et strømmende borefluid (31), omfattende: - et verktøyhus (101) som er tilpasset til å holde en pulseringssammenstilling (25); - hvilken pulseringssammenstilling (25) omfatter: - en dysesammenstilling (102) som er anordnet i strømmen av borefluid (31), idet dysesammenstillingen (102) har en hoveddyse (125) og minst én omløpsdyse (115) for kanalisering av strømmen av borefluid gjennom dysesammenstillingen (102); og - en elektronikkmodul (145) for styring av pulseringssystemet karakterisert ved: - en lineær elektrisk motorenhet (104) for drift av et seteventilstempel (103) i en første retning mot hoveddysen (125), og deretter i en reversert annen retning bort fra hoveddysen (125), idet seteventilstemplets (103) bevegelse genererer trykkfluktuasjoner i borefluidet (31).
2. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 1, hvor verktøyhuset (101) videre er tilpasset til å romme i det minste én øvre trykksensor (112a) nær en øvre ende av huset og minst én nedre trykksensor (112b) nær en nedre ende av huset.
3. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 1, hvor den lineære elektriske motorenheten (104) omfatter: - et smøremiddelfylt motorhus (108); - en aksel (106) med en første ende som er egnet til innfesting til drivmotoren (104), og en annen ende som er egnet til innfesting til seteventilstemplet (103); - en kraftbalansefjær (105) som er anordnet mellom drivmotoren (104) og et endelokk (150) på aktuatorhuset, idet fjæren er utformet til å balansere en borefluid-kraft som virker på seteventilstemplet (103); - en tetning (107) for tetting mellom husets endelokk (150) og akselen (106), hvilket forhindrer inntrenging av borefluid inn i det smøremiddelfylte huset (108).
4. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 3, hvor fluidtetningen (107) for tetting mot omgivelsene mellom huset (108) og akselen (106) er en fleksibel elastomerisk belg.
5. Resiproserende pulseringssystem ifølge et av de foregående krav, hvor eiektronikkmodulen (145) omfatter kretser for å drive og styre bevegelsen av motoren (104), og kretser for å drive og avlese trykksensorene (112a, 112b).
6. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 5, hvor kretsene for å styre motoren (104) omfatter en programmerbar prosessor som er egnet til å utføre programmerte instruksjoner for å styre bevegelsen av motoren (104).
7. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 6, hvor den programmerbare prosessoren er egnet til avlesing av trykksignåler fra den minst ene øvre trykksensor (112a) og den minst ene nedre trykksensor (112b), idet prosessoren modifiserer motorens (104) bevegelse i henhold til programmerte instruksjoner, for å opprettholde et forhåndsbestemt differansetrykk mellom den minst ene øvre trykksensor (112a) og den minst ene nedre trykksensor (112b).
8. Resiproserende pulseringssystem ifølge krav 6 eller 7, hvor den programmerbare prosessor i henhold til programmerte instruksjoner er tilpasset til å detektere og dekode et kommandotrykkpulssignal som sendes fra en overflatelokalisering, idet prosessoren derved modifiserer motorens (104) bevegelse i henhold til programmerte instruksjoner.
9. Fremgangsmåte for bruk av et resiproserende pulseringssystem for generering av trykkfluktueringer i et strømmende borefluid, karakterisert ved: - bruk av en lineær elektrisk motor (104) for drift av et resiproserende seteventilstempel (103) i en første retning dg deretter i en reversert retning for generering av trykkpulser i et borefluid (31); og - drift av det resiproserende seteventilstempel (103) i henhold til et forutbestemt kodingssystem.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor det forutbestemte kodingssystemet er minst det ene av (i) et system med faseskiftkoding (PSK), (ii) et system med frekvensskiftkoding (FSK), (iii) et system med amplitudeskiftkoding (ASK), (iv) en kombinasjon av et system med amplitudeskiftkoding (ASK) og et system med frekvens-skiftkpding (FSK), og (v) en kombinasjon av et system méd amplitudeskiftkoding (ASK) og et system med faseskiftkoding (PSK).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor systemet med faseskiftkoding (PSK) omfatter; - drift av seteventilstemplet (103) med en første forhåndsbestemt signalfasere-lasjon; - endring av drivsignalet i henhold til PSK-systemet ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet (103); og - oppnåelse av en annen forhåndsbestemt faserelasjon i løpet av ikke mer enn én svingeperiode for seteventilstemplet (103).
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor systemet med frekvensskiftkoding (FSK) for slampulstelemetri omfatter: - drift av seteventilstemplet (103) ved en første forhåndsbestemt frekvens; - endring av drivsignalet i henhold til FSK-systemet ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet (103); og - oppnåelse av en annen forhåndsbestemt frekvens i løpet av ikke mer enn én svingeperiode for seteventilstemplet (103).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor systemet for amplitudeskiftkoding (ASK) for slampulstelemetri omfatter: - drift av seteventilstemplet (103) tii en første forhåndsbestemt slaglengde; - endring av drivsignalet i henhold til ASK-systemet ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet (103); og oppnåelse av en annen forhåndsbestemt slaglengde i løpet av ikke mer enn én svingeperiode for seteventilstemplet (103).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor kombinasjonen av et system med amplitudeskiftkoding (ASK) og et system med frekvensskiftkoding (FSK) omfatter: - drift av seteventilstemplet (103) i en resiproserende bevegelse over en første forhåndsbestemt slaglengde ved en første forhåndsbestemt frekvens, hvilket genererer en første pulsamplitude ved den første frekvens; - endring av drivsignalet i henhold til systemene for ASK og FSK ved en forhåndsbestemt posisjon av seteventilstemplet (103); og - drift av seteventilstemplet (103) i en resiproserende bevegelse over en annen forhåndsbestemt slaglengde ved en annen forhåndsbestemt frekvens, hvorved det oppnås en annen pulsamplitude ved den annen frekvens i løpet av ikke mer enn en svingeperiode av seteventilstemplet (103).
15. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor kombinasjonen av et system med amplitudeskiftkoding (ASK) og et system med faseskiftkoding (PSK) omfatter: - drift av seteventilstemplet (103) i en resiproserende bevegelse over en første forhåndsbestemt slaglengde ved en fast forhåndsbestemt frekvens ved en første forhåndsbestemt fasevinkel; - endring av et drivsignal i henhold til systemene for ASK og PSK ved en forhåndsbestemt posisjon av sete ventilstempelet (103); og drift av seteventilstemplet (103) i en resiproserende bevegelse over en annen forhåndsbestemt slaglengde ved den faste forhåndsbestemte frekvens ved en annen forhåndsbestemt fasevinkel, slik at det oppnås en annen pulsamplitude ved den annen fasevinkel i løpet av ikke mer enn en svingeperiode for seteventilstemplet (103).
NO20034083A 2001-03-13 2003-09-15 Anordning og fremgangsmate for slampuls-telemetri ved hjelp av et resiproserende pulseringssystem. NO324104B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US27534201P 2001-03-13 2001-03-13
PCT/US2002/007454 WO2002072993A2 (en) 2001-03-13 2002-03-13 Hydraulically balanced reciprocating pulser valve for mud pulse telemetry

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20034083D0 NO20034083D0 (no) 2003-09-15
NO20034083L NO20034083L (no) 2003-11-12
NO324104B1 true NO324104B1 (no) 2007-08-13

Family

ID=23051878

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20034083A NO324104B1 (no) 2001-03-13 2003-09-15 Anordning og fremgangsmate for slampuls-telemetri ved hjelp av et resiproserende pulseringssystem.

Country Status (7)

Country Link
US (1) US6898150B2 (no)
EP (1) EP1377725B1 (no)
AU (1) AU2002248599A1 (no)
CA (1) CA2440815C (no)
DE (1) DE60205602T2 (no)
NO (1) NO324104B1 (no)
WO (1) WO2002072993A2 (no)

Families Citing this family (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7417920B2 (en) * 2001-03-13 2008-08-26 Baker Hughes Incorporated Reciprocating pulser for mud pulse telemetry
GB0124914D0 (en) * 2001-10-17 2001-12-05 Symonds Downhole Tooling Ltd Downhole tool
GB2403488B (en) * 2003-07-04 2005-10-05 Flight Refueling Ltd Downhole data communication
US7564741B2 (en) 2004-04-06 2009-07-21 Newsco Directional And Horizontal Drilling Services Inc. Intelligent efficient servo-actuator for a downhole pulser
US7187298B2 (en) * 2005-01-13 2007-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for transmitting and receiving a discrete multi-tone modulated signal in a fluid
US7545272B2 (en) 2005-02-08 2009-06-09 Therasense, Inc. RF tag on test strips, test strip vials and boxes
US7552761B2 (en) * 2005-05-23 2009-06-30 Schlumberger Technology Corporation Method and system for wellbore communication
US8004421B2 (en) * 2006-05-10 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same
US8629782B2 (en) 2006-05-10 2014-01-14 Schlumberger Technology Corporation System and method for using dual telemetry
US20070017671A1 (en) * 2005-07-05 2007-01-25 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry system and method
US20070023718A1 (en) * 2005-07-29 2007-02-01 Precision Energy Services, Ltd. Mud pulser
US7319638B2 (en) * 2005-09-06 2008-01-15 Collette Herman D Hydraulic oscillator for use in a transmitter valve
US20070241275A1 (en) * 2005-10-11 2007-10-18 Baker Hughes Incorporated Neutron source for well logging
US7145834B1 (en) * 2006-02-14 2006-12-05 Jeter John D Well bore communication pulser
US7408837B2 (en) * 2006-04-19 2008-08-05 Navigate Energy Services, Llc Measurement while drilling tool and method
US8555956B2 (en) * 2006-06-23 2013-10-15 Schlumberger Technology Corporation Linear induction motor-operated downhole tool
US7719439B2 (en) 2006-06-30 2010-05-18 Newsco Directional And Horizontal Drilling Services Inc. Rotary pulser
US7646310B2 (en) * 2006-07-26 2010-01-12 Close David System for communicating downhole information through a wellbore to a surface location
US7881155B2 (en) * 2006-07-26 2011-02-01 Welltronics Applications LLC Pressure release encoding system for communicating downhole information through a wellbore to a surface location
US7617874B2 (en) * 2006-09-11 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation Flexible matrix composite actuator for use in subsurface wellbores
US7836948B2 (en) * 2007-05-03 2010-11-23 Teledrill Inc. Flow hydraulic amplification for a pulsing, fracturing, and drilling (PFD) device
US7958952B2 (en) * 2007-05-03 2011-06-14 Teledrill Inc. Pulse rate of penetration enhancement device and method
US8174929B2 (en) * 2007-07-02 2012-05-08 Schlumberger Technology Corporation Spindle for mud pulse telemetry applications
WO2010024872A1 (en) * 2008-08-23 2010-03-04 Herman Collette Method of communication using improved multi frequency hydraulic oscillator
US8824241B2 (en) * 2010-01-11 2014-09-02 David CLOSE Method for a pressure release encoding system for communicating downhole information through a wellbore to a surface location
US8138647B2 (en) * 2010-02-05 2012-03-20 Salvesen Richard S Pulse adapter assembly
US10001573B2 (en) * 2010-03-02 2018-06-19 Teledrill, Inc. Borehole flow modulator and inverted seismic source generating system
US9038735B2 (en) 2010-04-23 2015-05-26 Bench Tree Group LLC Electromechanical actuator apparatus and method for down-hole tools
US9091143B2 (en) 2010-04-23 2015-07-28 Bench Tree Group LLC Electromechanical actuator apparatus and method for down-hole tools
US8684093B2 (en) 2010-04-23 2014-04-01 Bench Tree Group, Llc Electromechanical actuator apparatus and method for down-hole tools
EP2569655A4 (en) 2010-06-16 2017-01-25 PRAD Research and Development Limited Method and apparatus for detecting fluid flow modulation telemetry signals transmitted from and instrument in a wellbore
US8733469B2 (en) * 2011-02-17 2014-05-27 Xtend Energy Services, Inc. Pulse generator
US9581267B2 (en) 2011-04-06 2017-02-28 David John Kusko Hydroelectric control valve for remote locations
EP2780548B1 (en) 2011-11-14 2017-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method to produce data pulses in a drill string
US8917575B2 (en) 2012-02-22 2014-12-23 Baker Hughes Incorporated Device for generating pressure pulses in flowing fluid and method for the same
US9494006B2 (en) 2012-08-14 2016-11-15 Smith International, Inc. Pressure pulse well tool
WO2014042629A1 (en) * 2012-09-12 2014-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for drilling fluid telemetry
WO2014071514A1 (en) 2012-11-06 2014-05-15 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator and method of using same
WO2014094160A1 (en) 2012-12-17 2014-06-26 Evolution Engineering Inc. Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same
US10753201B2 (en) 2012-12-17 2020-08-25 Evolution Engineering Inc. Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same
US9574441B2 (en) 2012-12-17 2017-02-21 Evolution Engineering Inc. Downhole telemetry signal modulation using pressure pulses of multiple pulse heights
CA2891215A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Expanded mud pulse telemetry
US9453410B2 (en) 2013-06-21 2016-09-27 Evolution Engineering Inc. Mud hammer
US9528349B2 (en) 2013-09-25 2016-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole power generation using a mud operated pulser
US9644440B2 (en) 2013-10-21 2017-05-09 Laguna Oil Tools, Llc Systems and methods for producing forced axial vibration of a drillstring
CA2947831C (en) * 2014-05-14 2021-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for generating pulses in a fluid column
US9631487B2 (en) 2014-06-27 2017-04-25 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
US9631488B2 (en) 2014-06-27 2017-04-25 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
CA2895683A1 (en) 2014-06-27 2015-12-27 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
WO2016061179A1 (en) * 2014-10-16 2016-04-21 Reme, L.L.C. Smart lower end
US10871063B2 (en) 2014-12-29 2020-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Toolface control with pulse width modulation
US10302792B2 (en) 2015-06-10 2019-05-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Detection of high incident reflective boundaries using near-field shear waves
US10669812B2 (en) 2016-03-10 2020-06-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Magnetic sleeve control valve for high temperature drilling applications
US10364671B2 (en) 2016-03-10 2019-07-30 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Diamond tipped control valve used for high temperature drilling applications
US10422201B2 (en) 2016-03-10 2019-09-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Diamond tipped control valve used for high temperature drilling applications
US11946338B2 (en) 2016-03-10 2024-04-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sleeve control valve for high temperature drilling applications
US10436025B2 (en) 2016-03-11 2019-10-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Diamond high temperature shear valve designed to be used in extreme thermal environments
US10253623B2 (en) 2016-03-11 2019-04-09 Baker Hughes, A Ge Compant, Llc Diamond high temperature shear valve designed to be used in extreme thermal environments
US10782433B2 (en) 2016-07-29 2020-09-22 Baker Hughes Holdings Llc Method for an automatic detection of acoustic reflectors and their parameters from borehole acoustic array data
US11163082B2 (en) 2016-08-01 2021-11-02 Baker Hughes Holdings Llc Real-time pattern recognition and automatic interpretation of acoustic reflection images
US11566481B2 (en) * 2017-07-17 2023-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary valve with valve seat engagement compensation
US10392931B2 (en) * 2018-01-09 2019-08-27 Rime Downhole Technologies, Llc Hydraulically assisted pulser system and related methods
US11268345B2 (en) * 2018-03-30 2022-03-08 Bench Tree Group, Llc System and method for electromechanical actuator apparatus having a screen assembly
US11513254B2 (en) 2019-01-10 2022-11-29 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Estimation of fracture properties based on borehole fluid data, acoustic shear wave imaging and well bore imaging
CN114008295B (zh) * 2019-07-03 2023-10-31 贝克休斯油田作业有限责任公司 力平衡往复式阀
CN112177592A (zh) * 2020-09-29 2021-01-05 北京六合伟业科技股份有限公司 一种超短半径井位智能测控系统
CN114722513A (zh) * 2021-03-02 2022-07-08 中国石油大学(华东) 连续波发生器振荡剪切阀阀口结构设计方法及振荡剪切阀
CN113622895B (zh) * 2021-09-15 2023-06-06 西南石油大学 全智能可变频控制变压钻进工具

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2759143A (en) * 1954-07-14 1956-08-14 Jan J Arps Earth borehole investigation-signaling system
US3065416A (en) * 1960-03-21 1962-11-20 Dresser Ind Well apparatus
US3741321A (en) * 1971-05-20 1973-06-26 V Slover Means to prevent inward leakage across seals in a well tool
US3764968A (en) * 1972-06-15 1973-10-09 Schlumberger Technology Corp Well bore data transmission apparatus with debris clearing apparatus
US3958217A (en) * 1974-05-10 1976-05-18 Teleco Inc. Pilot operated mud-pulse valve
US4351037A (en) * 1977-12-05 1982-09-21 Scherbatskoy Serge Alexander Systems, apparatus and methods for measuring while drilling
US5079750A (en) * 1977-12-05 1992-01-07 Scherbatskoy Serge Alexander Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing discrimination
US4215427A (en) * 1978-02-27 1980-07-29 Sangamo Weston, Inc. Carrier tracking apparatus and method for a logging-while-drilling system
US4266606A (en) * 1979-08-27 1981-05-12 Teleco Oilfield Services Inc. Hydraulic circuit for borehole telemetry apparatus
NO154674C (no) * 1980-11-20 1987-01-07 Sperry Sun Inc Innretning for signalering i et borehull under boring.
DE3233982C1 (de) * 1982-09-14 1983-10-27 Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah In einem Bohrstrang angeordnetes hilfsgesteuertes Ventil
DE3715514C1 (no) * 1987-05-09 1988-09-08 Eastman Christensen Co., Salt Lake City, Utah, Us
US4953595A (en) * 1987-07-29 1990-09-04 Eastman Christensen Company Mud pulse valve and method of valving in a mud flow for sharper rise and fall times, faster data pulse rates, and longer lifetime of the mud pulse valve
US5055837A (en) * 1990-09-10 1991-10-08 Teleco Oilfield Services Inc. Analysis and identification of a drilling fluid column based on decoding of measurement-while-drilling signals
US5103430A (en) * 1990-11-01 1992-04-07 The Bob Fournet Company Mud pulse pressure signal generator
US5115415A (en) * 1991-03-06 1992-05-19 Baker Hughes Incorporated Stepper motor driven negative pressure pulse generator
DE69425008T2 (de) 1993-03-26 2000-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Digitale Schlammpulstelemetrieanordnung
US5583827A (en) * 1993-07-23 1996-12-10 Halliburton Company Measurement-while-drilling system and method
US5473579A (en) * 1993-10-25 1995-12-05 Ronald L. Shaw Well bore communication pulser
US5586084A (en) * 1994-12-20 1996-12-17 Halliburton Company Mud operated pulser
US5802011A (en) * 1995-10-04 1998-09-01 Amoco Corporation Pressure signalling for fluidic media
US5836353A (en) * 1996-09-11 1998-11-17 Scientific Drilling International, Inc. Valve assembly for borehole telemetry in drilling fluid
US6002643A (en) * 1997-08-19 1999-12-14 Computalog Limited Pulser
US6097310A (en) * 1998-02-03 2000-08-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for mud pulse telemetry in underbalanced drilling systems
US6469637B1 (en) * 1999-08-12 2002-10-22 Baker Hughes Incorporated Adjustable shear valve mud pulser and controls therefor
US6626253B2 (en) * 2001-02-27 2003-09-30 Baker Hughes Incorporated Oscillating shear valve for mud pulse telemetry

Also Published As

Publication number Publication date
DE60205602D1 (de) 2005-09-22
DE60205602T2 (de) 2006-06-08
US6898150B2 (en) 2005-05-24
CA2440815C (en) 2007-11-06
EP1377725A2 (en) 2004-01-07
EP1377725B1 (en) 2005-08-17
NO20034083L (no) 2003-11-12
WO2002072993A2 (en) 2002-09-19
CA2440815A1 (en) 2002-09-19
US20020159333A1 (en) 2002-10-31
WO2002072993B1 (en) 2003-12-31
NO20034083D0 (no) 2003-09-15
AU2002248599A1 (en) 2002-09-24
WO2002072993A3 (en) 2003-10-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO324104B1 (no) Anordning og fremgangsmate for slampuls-telemetri ved hjelp av et resiproserende pulseringssystem.
US7417920B2 (en) Reciprocating pulser for mud pulse telemetry
US7250873B2 (en) Downlink pulser for mud pulse telemetry
EP1379757B1 (en) Oscillating shear valve for mud pulse telemetry
CA2423661C (en) Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
US9528371B2 (en) Fluid pressure pulse generating apparatus and method of using same
US20150233237A1 (en) Fluid pressure pulse generator and method of using same
NO851197L (no) Roterende skjaerventil for telemetrisystemer for borefluid
US20130250728A1 (en) Rotary pulser and method for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
CA2898491C (en) Measurement while drilling fluid pressure pulse generator
NO342983B1 (no) Estimering av slamegenskaper
US20240175517A1 (en) Force balanced reciprocating valve
GB2407598A (en) Transmitting information down hole using a pulser

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired