NO880942L

NO880942L - APPLIANCE FOR DRILLING TELEMETRIMMING.

Info

Publication number: NO880942L
Application number: NO880942A
Authority: NO
Inventors: Edward Sheldon Mumby; Herbert Karl Beckmann; Fritz Werner Reuter; Michael Dean Robie
Original assignee: Exploration Logging Inc
Priority date: 1987-03-06
Filing date: 1988-03-03
Publication date: 1988-09-07
Also published as: GB2201707A; FR2611805A1; NO880942D0; GB8804461D0

Description

Foreliggende oppfinnelse angår logging av borebrønner under selve boringen og særlig trådløs telemetrisk overføring av data som angår forhold nede i borehullet. The present invention relates to the logging of boreholes during the actual drilling and in particular wireless telemetric transmission of data relating to conditions down in the borehole.

Det har lenge vært praksis å logge borebrønner ved avføling av forskjellige tilstander nede i borehullet for en brønn, idet de utledede data overføres til overflaten.gjennom utstyr av type trådline eller kabel. For å utføre sådanne loggeopera-sjoner må da boringen stoppes og borestrengen fjernes fra borebrønnen. Da det er kostnads- og tidskrevende å fjerne borestrengen, er fordelene ved logging under boring eller i det minste uten at borestrengen behøver å fjernes fra borehullet, vært erkjent lenge. Fravær av et godtagbart tele-metrisystem har vært en hovedhindring for å kunne utføre logging under boring med gunstig resultat. It has long been the practice to log boreholes by sensing various conditions down in the borehole for a well, with the derived data being transferred to the surface through equipment of the wireline or cable type. In order to carry out such logging operations, drilling must then be stopped and the drill string removed from the borehole. As it is costly and time-consuming to remove the drill string, the advantages of logging while drilling or at least without the drill string needing to be removed from the borehole, have long been recognized. Absence of an acceptable telemetry system has been a main obstacle to being able to carry out logging during drilling with favorable results.

Forskjellige systemer er blitt foreslått for logging under boring. Det er f. eks. foreslått å sende data elektrisk til overflaten gjennom tråder. Sådanne fremgangsmåter har imidlertid vært upraktiske da de gjør det nødvendig å forsyne borestrengseksjonene med en spesiell isolert leder og hen-siktsmessige koblingsforbindelser for disse ledere i over-gangen mellom de forskjellige strengseksjoner. Hvis et styre-verktøy anvendes for retningsboring og styres ved hjelp av tråder fra overflaten, må disse tråder og verktøyet trekkes ut fra borehullet før boringen fortsetter i rotasjonsmodus. Andre foreslåtte metoder omfatter overføring av akustiske signaler gjennom borestrengen. Eksempler på sådanne tele-metrisystemer er vist i US patenter 3.015.801 og 3.205.477. Various systems have been proposed for logging during drilling. It is e.g. proposed to send data electrically to the surface through wires. However, such methods have been impractical as they make it necessary to supply the drill string sections with a special insulated conductor and appropriate connecting connections for these conductors in the transition between the different string sections. If a control tool is used for directional drilling and is controlled using threads from the surface, these threads and the tool must be pulled out of the borehole before drilling continues in rotation mode. Other proposed methods include the transmission of acoustic signals through the drill string. Examples of such telemetry systems are shown in US patents 3,015,801 and 3,205,477.

I henhold til dissé 'systemer sendes et akustisk signal oppover langs borestrengen og frekvensmoduleres i samsvar med en av-følt tilstand nede i borehullet. According to dissé' systems, an acoustic signal is sent upwards along the drill string and is frequency modulated in accordance with a sensed condition down in the borehole.

Trådløse systemer er også blitt foreslått anvendt for over-føring av lavfrekvent elektromagnetisk stråling gjennom borestrengen, borehullets foring og jordens litosfære til jordoverflaten . Wireless systems have also been proposed for the transmission of low-frequency electromagnetic radiation through the drill string, the borehole casing and the earth's lithosphere to the earth's surface.

Andre telemetriprosesser som er foreslått for logging under boring utnytter borefluidet inne i borehullet som et overføringsmedium. US patenter 2.759.143, 2.925.251 samt 3.958.217 angir systemer hvor strømmen av borefluid gjennom borestrengen begrenses periodisk for derved å sende positive trykkpulser opp langs søylen av borefluid med det formål å angi en viss tilstand nede i borehullet. US patenter 2.887.298 og 4.078.620 viser systemer som periodisk slipper ut borefluid fra borestrengens indre til ringområdet mellom strengen og borehullets vegger, for derved å sende negative trykkpulser til overflaten i en kodet sekvens som tilsvarer en avfølt tilstand nede i borehullet. Et lignende system er beskrevet i britisk patentpublikasjon 2.009.473. Other telemetry processes proposed for logging during drilling utilize the drilling fluid inside the borehole as a transmission medium. US patents 2,759,143, 2,925,251 and 3,958,217 indicate systems where the flow of drilling fluid through the drill string is periodically limited in order to thereby send positive pressure pulses up along the column of drilling fluid with the aim of indicating a certain condition down in the borehole. US patents 2,887,298 and 4,078,620 show systems that periodically release drilling fluid from the inside of the drill string to the annular area between the string and the walls of the borehole, thereby sending negative pressure pulses to the surface in a coded sequence that corresponds to a sensed condition down in the borehole. A similar system is described in British Patent Publication 2,009,473.

Et vanlig problem ved anvendelse av trykkpulsutstyr i en borestreng for å kunne sende informasjon gjennom borefluidet er at pulsgeneratorene hittil har vært omfangsrike og derfor med-fører et bortkastet trykktap for det borefluid som strømmer gjennom borestrengen. Videre krever de tidligere anvendte pulsgeneratorer betraktelig elektrisk effekt, hvilket innebærer kort driftstid hvis batterier anvendes, eller gjør det ellers nødvendig med kostbare elektriske generatorer nede i borehullet. De tidligere pulsgeneratorer har også en tendens til å tilstoppes når borefluidet opptar tapt sirkulasjonsmaterial, samt er gjenstand for betraktelig slitasje som fører til kort levetid og hyppig funksjonssvikt under driftstil-stander. A common problem when using pressure pulse equipment in a drill string to be able to send information through the drilling fluid is that the pulse generators have so far been bulky and therefore lead to a wasted pressure loss for the drilling fluid flowing through the drill string. Furthermore, the previously used pulse generators require considerable electrical power, which implies a short operating time if batteries are used, or otherwise necessitates expensive electrical generators down the borehole. The earlier pulse generators also tend to clog when the drilling fluid takes up lost circulation material, and are subject to considerable wear and tear which leads to a short lifespan and frequent malfunctions under operating conditions.

I tillegg krever noen av de tidligere kjente pulsgeneratorer spesialbygde borekraver i borestrengen for å kunne motta generatorene, og som ikke kan pålitelig anbringes i den nedre ende av borestrengen uten å fjerne strengen fra borehullet. In addition, some of the previously known pulse generators require custom-built drill collars in the drill string to receive the generators, which cannot be reliably placed at the lower end of the drill string without removing the string from the borehole.

US patent 4.550.392 angir en forbedret trykkpulsgenerator som overvinner mange av ulempene ved tidligere kjent teknikk. Vi har imidlertid funnet at den trykkpulsgenerator som er vist i dette patentskrift iblant er utsatt for kraftige vibrasjoner US Patent 4,550,392 discloses an improved pressure pulse generator that overcomes many of the disadvantages of the prior art. However, we have found that the pressure pulse generator shown in this patent document is sometimes exposed to strong vibrations

som i høy grad nedsetter dens levetid i drift.which greatly reduces its lifetime in operation.

Foreliggende oppfinnelse har derfor som formål å frembringe en forbedret trykkpulsgenerator som er mindre utsatt for vibrasjoner eller problemer i forbindelse med tapt sirkulasjonsmaterial, og således vil ha lengre levetid og mer pålitelig drift. The purpose of the present invention is therefore to produce an improved pressure pulse generator which is less exposed to vibrations or problems in connection with lost circulation material, and thus will have a longer life and more reliable operation.

Likesom trykkpulsgeneratoren i henhold til sistnevnteLike the pressure pulse generator according to the latter

US patent kan generatoren i henhold til foreliggende oppfinnelse også raskt senkes ned i eller fjernes fra en standard borestreng uten å fjerne strengen fra borehullet. Pulsgeneratoren i henhold til foreliggende oppfinnelse krever ingen spesialseksjon av borestrengen eller en borekrave for å tillate drift av generatoren. I borestrengens rotasjonsmodus kan således pulsgeneratoren f. eks. anbringes på en TOTCO-ring eller basisplate som er anordnet på ønsket sted i borestrengen. Under visse forhold kan pulsgeneratoren ganske enkelt senkes ned i borestrengen for å hvile på borehodet. Hvis boringen finner sted med et borehode som drives av en motor nede i hullet (uten at borestrengen roterer), kan pulsgeneratoren anbringes i en forbedret innsnevringsavsats i henhold til foreliggende oppfinnelse og bygget opp i borestrengen for å orientere pulsgeneratoren i forhold til bore-hodets forside. US patent, the generator according to the present invention can also be quickly lowered into or removed from a standard drill string without removing the string from the drill hole. The pulse generator according to the present invention requires no special section of the drill string or a drill collar to allow operation of the generator. In the drill string's rotation mode, the pulse generator can e.g. placed on a TOTCO ring or base plate which is arranged at the desired location in the drill string. Under certain conditions, the pulse generator can simply be lowered into the drill string to rest on the drill head. If the drilling takes place with a drill head driven by a downhole motor (without the drill string rotating), the pulse generator can be placed in an improved narrowing ledge according to the present invention and built into the drill string to orient the pulse generator in relation to the face of the drill head .

En annen fordel ved trykkpulsgeneratoren i henhold til foreliggende oppfinnelse er at den bare har en relativ lav strøm-ningsmotstand overfor borefluidet når den befinner seg i driftsposisjon nedV-i borestrengen, samt at den i mindre grad påvirkes av tapt sirkulasjonsmaterial, som iblant tilføres borefluidet for brønnregulering. Another advantage of the pressure pulse generator according to the present invention is that it only has a relatively low flow resistance to the drilling fluid when it is in the operating position down the drill string, and that it is less affected by lost circulation material, which is sometimes added to the drilling fluid for well regulation.

Pulsgeneratoren i henhold til foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å måle mange forskjellige tilstander nede i borehullet, slik som f. eks. elektrisk motstand, radioaktivi-tet, temperatur, borefluidets mengdestrøm, vektbelastningen på borehodet, dreiemoment o.l. Den er også vel egnet for ret-ningsundersøkelser, nemlig bestemmelse av skråstilling og asimutretning for et borehull. Sådan informasjon er viktig for å være sikker på at brønnen bores nøyaktig ned til en valgt bunnposisjon for hullet. I en utførelseform av foreliggende oppfinnelse kan trykkpulsgeneratoren raskt og lett senkes ned gjennom borestrengen til et sted like over borehodet, således at borehullets helning og asimut, eller eventuelt andre forhold nede i borehullet, kan måles og overføres til jordoverflaten ved å frembringe trykkpulser i borefluidet. Dette sparer pumpeenergi, idet pulsgeneratoren bare behøver å befinne seg i borestrengen når sådanne målinger er påkrevet, og derfor ikke medfører noen permanent hindring for borefluidets strømning gjennom borestrengen. Sammenstillingen i henhold til foreliggende oppfinnelse kan dessuten gjøres ad-skillig kortere enn ved tidligere anvendt utstyr, således at det trykkfall som opprettes når sammenstillingen befinner seg i borehullet faktisk reduseres. The pulse generator according to the present invention can be used to measure many different conditions down the borehole, such as e.g. electrical resistance, radioactivity, temperature, the flow rate of the drilling fluid, the weight load on the drill head, torque etc. It is also well suited for directional surveys, namely determining the inclination and azimuth orientation of a borehole. Such information is important to be sure that the well is accurately drilled down to a selected bottom position for the hole. In one embodiment of the present invention, the pressure pulse generator can be quickly and easily lowered down through the drill string to a location just above the drill head, so that the inclination and azimuth of the borehole, or possibly other conditions down the borehole, can be measured and transmitted to the earth's surface by generating pressure pulses in the drilling fluid. This saves pumping energy, as the pulse generator only needs to be in the drill string when such measurements are required, and therefore does not cause any permanent obstruction to the flow of the drilling fluid through the drill string. The assembly according to the present invention can also be made considerably shorter than with previously used equipment, so that the pressure drop created when the assembly is in the borehole is actually reduced.

Pulsgeneratoren er fortrinnsvis utført for å fjernes fra borestrengen ved anvendelse av et overløpsverktøy på en trådline som manøvreres fra overflaten. Hvis borestrengen kjører seg fast i borehullet kan pulsgeneratoren gjenvinnes selv om den nedre del av borestrengen må etterlates i hullet. The pulse generator is preferably designed to be removed from the drill string using an overflow tool on a wireline that is maneuvered from the surface. If the drill string gets stuck in the drill hole, the pulse generator can be recovered even if the lower part of the drill string has to be left in the hole.

Trykkpulsgeneratoren i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatter en langstrakt sammenstilling utført for å passe inn i en borestreng nær den nedre ende av strengen mens den befinner seg i et borehull fylt med borefluid som sirkuleres ved hjelp av en pumpe slik at-det strømmer nedover gjennom det indre av strengen forbi sammenstillingen og borehodet i den nedre ende av borestrengen, samt derpå inn i mellomrommet mellom borestrengen og borehullets vegg tilbake til overflaten. The pressure pulse generator of the present invention comprises an elongate assembly designed to fit into a drill string near the lower end of the string while in a borehole filled with drilling fluid which is circulated by means of a pump so that it flows downward through the internal of the string past the assembly and the drill head at the lower end of the drill string, and then into the space between the drill string and the borehole wall back to the surface.

Sammenstillingen omfatter et ventilhus og en reguleringsventil i huset. Ventilen har en ventilutboring med innløp og utløp som en del av borefluidet kan strømme gjennom. Utboringens innløp munner på oppstrørassiden ut i en høytrykkssone for det borefluid som strømmer gjennom borestrengen, mens utboringens utløp på nedstrømssiden munner ut i en lavtrykkssone for borefluidet. The assembly includes a valve housing and a control valve in the housing. The valve has a valve bore with inlet and outlet through which part of the drilling fluid can flow. The borehole's inlet opens on the upstream side into a high-pressure zone for the drilling fluid that flows through the drill string, while the borehole's outlet on the downstream side opens into a low-pressure zone for the drilling fluid.

Sammenstillingen er utført og anordnet slik at en vesentlig del av borefluidet alltid flyter gjennom et mellomrom mellom sammenstillingens utside og det indre av borestrengen når sammenstillingen befinner seg i borestrengen. For dette formål er sammenstillingens ytre dimensjon vesentlig mindre enn den indre dimensjon av borestrengen, hvilket ved den foretrukkede utførelse også letter sammenstillingens fri glidebevegelse inn i og ut av borestrengen. The assembly is made and arranged so that a significant part of the drilling fluid always flows through a space between the outside of the assembly and the inside of the drill string when the assembly is in the drill string. For this purpose, the outer dimension of the assembly is significantly smaller than the inner dimension of the drill string, which in the preferred embodiment also facilitates the free sliding movement of the assembly into and out of the drill string.

Sammenstillingen omfatter elektrisk utstyr for å frembringe et styresignal som reagerer på en viss tilstand nede i hullet, samt ventildrivende utstyr som reagerer på styresignalet ved å forandre mengdestrømmen av fluid gjennom ventilutboringen og derved avgi en trykkpuls gjennom borefluidet til en trykkpulsdetektor ved den øvre ende av borehullet. The assembly includes electrical equipment to produce a control signal that responds to a certain condition down the hole, as well as valve driving equipment that responds to the control signal by changing the flow rate of fluid through the valve bore and thereby emitting a pressure pulse through the drilling fluid to a pressure pulse detector at the upper end of the borehole .

Ventilen befinner seg nær den nedre ende av sammenstillingen og fortrinnsvis på 'undersiden av det elektroniske utstyr. I sin foretrukkede utførelse munner ventilutboringens utløp hovedsakelig koaksialt 'inn i borestrengen når ventilen påvirkes, for derved å øke strømningen av borefluid gjennom borestrengen. Det er funnet at dette arrangement i vesentlig grad nedsetter sammenstillingens vibrasjonsbevegelser sammen-lignet med de tidligere kjente utførelser hvor ventilen befinner seg nærmere den øvre ende av sammenstillingen, eller hvor ventilen avgir borefluid fra sammenstillingen i en viss vinkel med borehullets lengdeakse. The valve is located near the lower end of the assembly and preferably on the underside of the electronic equipment. In its preferred embodiment, the outlet of the valve bore mainly opens coaxially into the drill string when the valve is actuated, thereby increasing the flow of drilling fluid through the drill string. It has been found that this arrangement significantly reduces the vibration movements of the assembly compared to the previously known designs where the valve is located closer to the upper end of the assembly, or where the valve emits drilling fluid from the assembly at a certain angle with the borehole's longitudinal axis.

Fortrinnsvis omfatter oppfinnelsen også en strømningsbegrenser mellom borestrengens indre og utsiden av ventilhuset, for derved å frembringe et arbeidstrykkfall i borefluidet mellom ventilutboringens innløp og utløp. Dette trykkfall bidrar til å drive ventilen til å variere mengdestrømmen av borefluid gjennom utboringen. Preferably, the invention also includes a flow restrictor between the inside of the drill string and the outside of the valve housing, thereby producing a working pressure drop in the drilling fluid between the inlet and outlet of the valve bore. This pressure drop helps to drive the valve to vary the quantity flow of drilling fluid through the borehole.

Innsnevringsstykket omfatter fortrinnsvis en avsatsinnretning for å motta og bære sammenstillingen ved den nedre ende av denne. Ved en ytterligere foretrukket utførelse for retningsboring eller overvåking omfatter innsnevringsstykket og den nedre ende av sammenstillingen forbedret sammenkoblingsutstyr som orienterer sammenstillingen i fast stilling i forhold til borestrengen når innsnevringsstykket bærer sammenstillingen. Fortrinnsvis tillater låseutstyr ved den øvre ende av sammenstillingen uttrekk av sammenstillingen fra borestrengen ved hjelp av et tilsvarende låsestykke forbundet med en trådline og drevet fra overflaten uten at borestrengen behøver å fjernes fra borehullet. The narrowing piece preferably comprises a ledge device for receiving and carrying the assembly at the lower end thereof. In a further preferred embodiment for directional drilling or monitoring, the constriction piece and the lower end of the assembly comprise improved coupling equipment that orients the assembly in a fixed position relative to the drill string when the constriction piece carries the assembly. Preferably, locking equipment at the upper end of the assembly allows extraction of the assembly from the drill string by means of a corresponding locking piece connected to a wireline and driven from the surface without the drill string having to be removed from the borehole.

Oppfinnelsen vil nå bli nærmere beskrevet under henvisning til de vedføyde tegninger, hvorpå: Fig. 1 viser skjematisk og i oppriss en del av en borerigg og et system for logging av et borehull med en borestreng i hullet. Fig. 2 viser i snitt et oppriss av den foretrukkede ut-førelse av ,en pulsgeneratorsammenstilling utført i samsvar med foreliggende oppfinnelse og montert i driftsstilling Inne i en borestreng. Fig. 3 viser et forstørret snitt langs linjen 3-3 i fig. 2. Fig. 4 viser et forstørret snitt langs linjen 4-4 i fig. 2 The invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings, on which: Fig. 1 shows schematically and in elevation a part of a drilling rig and a system for logging a borehole with a drill string in the hole. Fig. 2 shows a cross-sectional view of the preferred embodiment of a pulse generator assembly made in accordance with the present invention and mounted in operating position Inside a drill string. Fig. 3 shows an enlarged section along the line 3-3 in fig. 2. Fig. 4 shows an enlarged section along the line 4-4 in fig. 2

med ventilen i åpen stilling.with the valve in the open position.

Fig. 4A viser forstørret området innenfor linjen 4A-4A iFig. 4A shows an enlarged view of the area within the line 4A-4A i

fig. 4, pgVangir mer detaljert ventilsetet med ventilen nesten lukket. fig. 4, pgVangir in more detail the valve seat with the valve almost closed.

Fig. 5 er et forstørret oppriss tatt langs linjen 5-5 iFig. 5 is an enlarged plan view taken along the line 5-5 i

fig. 2 og viser den nedre ende av sammenstillingen. Fig. 6 viser i oppriss et snitt gjennom en alternativ ut-førelseform av den nedre ende av sammenstillingen samt utstyr for å montere denne i en borekrave på en basisplate. fig. 2 and shows the lower end of the assembly. Fig. 6 shows in elevation a section through an alternative embodiment of the lower end of the assembly as well as equipment for mounting this in a drill collar on a base plate.

Fig. 7 viser et forstørret snitt tatt.langs linjen 7-7Fig. 7 shows an enlarged section taken along the line 7-7

i fig. 6.in fig. 6.

I fig. 1 er det vist at en brønn 10 bores i jorden ved hjelp av en roterende borerigg 12, som omfatter den vanlige derrik 14, derrikgulvet 16, trekkverk 18, en krok 20, en dreietapp 22, kelly-kobling 24, rotasjonsbord 26, foring 27 samt en borestreng 28 sammensatt av borerørseksjoner 30 som er festet til den nedre ende av kelly-koblingen 24 samt til den øvre ende av en seksjon av borekraver 32, som i sin tur bærer en borekrone 34. Borefluid (vanligvis kalt "boreslam" innenfor fagområdet) drives i sirkulasjon fra en slamgrop 36 gjennom en slampumpe 38, et utjevningskammer 40, en slamføringsledning 41 og inn i dreietappen 22. Boreslammet strømmer nedover gjennom kelly-koblingen, borestrengen og borekravene, samt gjennom munnstykket (ikke vist) på undersiden av borekronen. Boreslammet og utboret formasjonsmaterial strømmer tilbake oppover gjennom et ringformet mellomrom 42 mellom ytterdiameteren av borestrengen og borehullet til jordoverflaten, hvor det føres tilbake til slamgropen gjennom en returledning 43. Den vanlige rystesikt (ikke vist) skiller det utborede formasjonsmaterial fra boreslammet før det føres tilbake til slamgropen. In fig. 1, it is shown that a well 10 is drilled in the earth with the help of a rotary drilling rig 12, which comprises the usual derrick 14, the derrick floor 16, draw mechanism 18, a hook 20, a pivot 22, kelly coupling 24, rotary table 26, liner 27 as well as a drill string 28 composed of drill pipe sections 30 which are attached to the lower end of the kelly coupling 24 as well as to the upper end of a section of drill collars 32, which in turn carries a drill bit 34. Drilling fluid (commonly called "drilling mud" in the field ) is driven in circulation from a mud pit 36 through a mud pump 38, an equalization chamber 40, a mud guide line 41 and into the pivot 22. The drilling mud flows downwards through the kelly coupling, the drill string and the drill collars, as well as through the nozzle (not shown) on the underside of the drill bit. The drilling mud and drilled formation material flows back up through an annular space 42 between the outer diameter of the drill string and the borehole to the ground surface, where it is returned to the mud pit through a return line 43. The conventional vibrating screen (not shown) separates the drilled formation material from the drilling mud before it is returned to the mud pit.

En omformer 44 i slamtilførselsledningen 41 avføler varia-sjoner i boreslammets trykk ved jordoverflaten. Omformeren frembringer elektriske signaler i samsvar med boreslammets trykkvariasjoner. Disse signaler overføres av en elektrisk leder 46 til et elektronisk signalbehandlingssystem 48 på overflaten, slik som beskrevet i US patent 4.078.620. A converter 44 in the mud supply line 41 senses variations in the pressure of the drilling mud at the soil surface. The converter produces electrical signals in accordance with the pressure variations of the drilling mud. These signals are transmitted by an electrical conductor 46 to an electronic signal processing system 48 on the surface, as described in US patent 4,078,620.

Som det vil bli nærmere beskrevet nedenfor kan således trykkpulser overføres gjennom borefluidet for å sende informasjon fra borekronens omgivelser ved den nedre ende av en borestreng i en brønn til jordoverflaten etterhvert som brønnen utbores. Minst en borehulltilstand nede i brønnen avføles, og et signal frembringes for å representere den avfølte tilstand. Dette signal regulerer strømmen av borefluid i borestrengen for derved å frembringe trykkpulser på jordoverflaten i en kodet sekvens som representerer vedkommende tilstand nede i borehullet. As will be described in more detail below, pressure pulses can thus be transmitted through the drilling fluid to send information from the surroundings of the drill bit at the lower end of a drill string in a well to the surface of the earth as the well is drilled. At least one borehole condition down in the well is sensed, and a signal is produced to represent the sensed condition. This signal regulates the flow of drilling fluid in the drill string to thereby produce pressure pulses on the earth's surface in a coded sequence that represents the respective state down in the borehole.

I fig. 2 er det vist at en langstrakt, sylinderformet trykkpulsgenerator er montert hovedsakelig koaksialt i en borekrave 32 på en sådan måte at den nedre ende 52 av generatorsammen-stillingen hviler i en ringformet innsnevringsbærer 53 montert på/innsiden av en vanlig flyteskoseksjon 54 som er bygget opp i den nedre ende av borekravene umiddelbart over borekronen. Innsnevringsbæreren vil bli nærmere beskrevet nedenfor under henvisning til fig. 4. Kort sagt orienterer innsnevringsbæreren i sammenstillingen både i lengderetningen og omkrets-retningen i fast posisjon i forhold til borestrengen ved måling av borehullets retning, eller for å utføre retningsboring i styremodus. Alternativt kan sammenstillingen hvile på en vanlig TOTCO-ring eller basisplate 55, slik som vist i fig. 6, hvis fast orientering ikke er viktig. In fig. 2, it is shown that an elongated, cylindrical pressure pulse generator is mounted substantially coaxially in a drill collar 32 in such a way that the lower end 52 of the generator assembly rests in an annular constriction carrier 53 mounted on/inside a conventional floating shoe section 54 which is built up at the lower end of the drill collar immediately above the drill bit. The narrowing carrier will be described in more detail below with reference to fig. 4. In short, the constriction carrier in the assembly orients both longitudinally and circumferentially in a fixed position in relation to the drill string when measuring the direction of the borehole, or to perform directional drilling in control mode. Alternatively, the assembly can rest on a normal TOTCO ring or base plate 55, as shown in fig. 6, if fixed orientation is not important.

Et fiskehode 60 som er festet til den øvre ende av sammenstillingen omfatter en låseknast 62 utformet i ett stykke med den øvre ende av et nedoverrettet skaft 64, som utvider seg ved sin nedre ende 'for å danne et innvendig gjenget sylinderformet skjørt 65, som er gjenget på den øvre ende av en første kobling 66, som i sin tur bærer en første ringformet støt-fanger 68 med en ytterdiameter litt større enn hovedlegemet av den nedoverragende sammenstilling, men vesentlig mindre enn innerdiameteren av borekraven. Støtfangeren kan være av hvilket som helst egnet elastomermaterial, slik som høykvali-tets polyuretan som "kan motstå den slitasje og de høye tem-peraturer som opptrer ved boring av dype brønner. Låse-knasten 62 på den øvre ende av fiskehodet tillater opptrekk av sammenstillingen fra jordoverflaten uten at borestrengen trekkes ut fra borehodet, slik som beskrevet nedenfor. A fish head 60 attached to the upper end of the assembly comprises a locking cam 62 formed integrally with the upper end of a downwardly directed shaft 64, which widens at its lower end to form an internally threaded cylindrical skirt 65, which is threaded on the upper end of a first coupling 66, which in turn carries a first annular bumper 68 having an outer diameter slightly larger than the main body of the downward projecting assembly, but substantially smaller than the inner diameter of the drill collar. The bumper may be of any suitable elastomeric material, such as high quality polyurethane which can withstand the wear and high temperatures encountered in deep well drilling. The locking lug 62 on the upper end of the fish head allows the assembly to be pulled from the ground surface without the drill string being pulled out from the drill head, as described below.

Den nedre ende av den første kobling 66 er gjenget inn i den øvre ende av en langstrakt sylinderformet føler og elektro- nikkhus 70, som bærer en føler 72 samt elektronisk utstyr (ikke vist) for behandling av følersignalene for å frembringe reguleringssignaler, slik som beskrevet i US patent 4.216.536. Føleren kan være av en hvilken som helst egnet type for måling av nedstrømstilstander som skal overvåkes og rapporteres til overflaten_mens borestrengen befinner seg i borehullet. Denne føler kan f. eks. angi borehullets helning og asumutretning. Føleren og de elektriske kretser er ikke vist eller beskrevet i detalj, da de ikke utgjør noen del av foreliggende oppfinnelse. Hvis vedkommende tilstand nede i borehullet avhenger av jordens magnetfelt, vil vedkommende del av sammenstillingen og borekraven rundt føleren være utført i en vanlig, ikke magnetisk metallegering. The lower end of the first coupling 66 is threaded into the upper end of an elongated cylindrical sensor and electronics housing 70, which carries a sensor 72 as well as electronic equipment (not shown) for processing the sensor signals to produce control signals, as described in US patent 4,216,536. The sensor may be of any suitable type for measuring downstream conditions to be monitored and reported to the surface while the drill string is in the borehole. This sensor can e.g. enter the inclination and axis orientation of the borehole. The sensor and the electrical circuits are not shown or described in detail, as they form no part of the present invention. If the relevant state down in the borehole depends on the earth's magnetic field, the relevant part of the assembly and the drill collar around the sensor will be made of a normal, non-magnetic metal alloy.

Den nedre ende av føleren og elektronikkhuset 70 er skrudd på den øvre ende av en annen kobling 74, som bærer en annen ringformet støtfanger 76 av samme utførelse som den første støt-fanger. Den nedre ende av den annen kobling er gjenget på den øvre ende av et sylinderformet batterihus 78, som inneholder et batteri for kraftforsyning (ikke vist) til de ovenfor nevnte elektroniske kretser. The lower end of the sensor and electronics housing 70 is screwed onto the upper end of another coupling 74, which carries another ring-shaped bumper 76 of the same design as the first bumper. The lower end of the second connector is threaded onto the upper end of a cylindrical battery housing 78, which contains a battery for power supply (not shown) to the above-mentioned electronic circuits.

Den nedre ende av batterihuset er gjenget på den øvre ende av en tredje kobling 80, som bærer en tredje ringformet støt-fanger 82 av samme utførelse som første og annen støtfanger. The lower end of the battery housing is threaded onto the upper end of a third coupling 80, which carries a third annular bumper 82 of the same design as the first and second bumpers.

Den nedre ende av den tredje kobling er skrudd på den øvre ende av et sylinderformet overføringshus 84 (se fig. 3), hvis nedre ende er skrudd inn i den øvre ende av et langstrakt, sylinderformet og Vpprettstående motorhus 86. Et par 0-ringer 87, som befinner seg i hvert sitt utoverrettede omkretsspor 88 omkring utsiden av den nedre del av overføringshuset, danner en fluidtett pakning mellom overføringshuset og motorhuset. Koblingene, batterihuset samt føler- og elektronikkhuset er tettende sammenføyet på lignende måte (ikke vist) for å danne den øvre del av sammenstillingen og frembringe et fluidtett langstrakt kammer 90 under atmosfæretrykk og som inneholder batteripakken, det elektroniske utstyr samt føleren eller følerne. The lower end of the third coupling is screwed onto the upper end of a cylindrical transfer case 84 (see Fig. 3), the lower end of which is screwed into the upper end of an elongated, cylindrical and upright motor housing 86. A pair of O-rings 87, which are located in each outwardly directed circumferential groove 88 around the outside of the lower part of the transmission housing, form a fluid-tight seal between the transmission housing and the engine housing. The connectors, battery housing and sensor and electronics housing are sealed together in a similar manner (not shown) to form the upper part of the assembly and produce a fluid-tight elongated chamber 90 under atmospheric pressure which contains the battery pack, the electronic equipment and the sensor or sensors.

En utvendig gjenget hovedlåsemutter 92 er gjenget inn i den øvre ende av motorhuset samt like under den nedre ende av An externally threaded main lock nut 92 is threaded into the upper end of the motor housing as well as just below the lower end of

overføringshuset for å ligge an mot oversiden av en ringformet skilleveggtetning 94, hvis underside omfatter en avtrappet utboring 95 som øker i diameter i retning nedover for å danne en nedoverrettet ringformet skulder 96 som ligger an mot den øvre ende av en ringformet flens 97 i ett stykke med den øvre ende the transmission housing to abut against the upper surface of an annular partition seal 94, the underside of which includes a stepped bore 95 which increases in diameter in a downward direction to form a downwardly directed annular shoulder 96 which abuts against the upper end of an annular flange 97 in one piece with the upper end

av en ringformet skilleveggholder 98. En oppovervendt ringformet skulder 99 rundt omkretsen av holderen 98 presser en ringformet O-ringpakning 100 opp mot undersiden 101 av et nedoverrettet ringformet skjørt rundt omkretsen av den nedre ende av skilleveggpakningen 94, således at 0-ringen 100 danner en fluidtett pakning mot innsiden av motorhuset 86. of an annular partition holder 98. An upwardly facing annular shoulder 99 around the circumference of the holder 98 presses an annular O-ring gasket 100 against the underside 101 of a downwardly directed annular skirt around the circumference of the lower end of the partition gasket 94 so that the O-ring 100 forms a fluid-tight gasket against the inside of the engine housing 86.

Den øvre ende av en sirkulær skillevegg 104 ligger an mot en nedovervendt ringformet skulder 105 på skilleveggholderen. Et antall elektriske ledninger 106 er innesluttet i hver sin separate glassisolator 108, som er festet i hver sin langstrakte utboring 110 som strekker seg gjennom skilleveggen. The upper end of a circular partition 104 rests against a downward-facing annular shoulder 105 on the partition holder. A number of electrical wires 106 are enclosed in each separate glass insulator 108, which is secured in each of the elongated bores 110 extending through the partition.

De elektriske ledninger 106 er koblet til elektriske ledere (ikke vist) for å opprette ledende kretsforbindelse fra elek-tronikk- og batteriseksjonene til en reverserbar trinnmotor 112 som er montert i motorhuset 86 på undersiden av et ringformet avstandsstykke 114, hvis øvre ende har nedsatt diameter og er gjenget inn i den nedre ende av skilleveggholderen 98, således at den øvre ende av det gjengede parti på avstands-stykket 114 ligger^an mot undersiden av skilleveggen og holder denne fast mot skulderen 105. En ringformet 0-ring 116 passer nøyaktig inn i et utoverrettet ringformet spor 117 rundt omkretsen av skilleveggens midtparti og avtetter skilleveggen mot skilleveggholderen. Et hulrom 118 som strekker seg i lengderetningen av skilleveggens avstandsstykke 114 inneholder et oljebad under hydrostatisk trykk på utsiden av motorhuset. Skruer 120 som strekker seg gjennom vertikale utboringer 121 i en utoverrettet ringformet flens 122 på den øvre ende av et ringformet tilpasningsstykke 123 fester tilpasningsstykket til undersiden av trinnmotoren, som er utstyrt med en nedover-re.ttet motoraksel 124 som er nøyaktig passet inn i en lengde-rettet utboring 125 i en overføringsaksel 126 som er festet til et flatstykke 129 på motorakselen ved hjelp av pinner 127 som er trykkpasset gjennom horisontale utboringer 128 i det parti av overføringsakselen som omgir motorakselen. Et øvre ringformet aksiallager 132 har en ytre diameter som danner en trang pasning mot det indre av motorhuset. Den øvre ende av lagerhuset er gjenget på utsiden av tilpasningsstykket og ligger an mot undersiden av trinnmotoren. The electrical wires 106 are connected to electrical conductors (not shown) to establish conductive circuit connection from the electronics and battery sections to a reversible stepper motor 112 which is mounted in the motor housing 86 on the underside of an annular spacer 114, the upper end of which is reduced in diameter and is threaded into the lower end of the partition holder 98, so that the upper end of the threaded part of the spacer 114 lies against the underside of the partition and holds it firmly against the shoulder 105. An annular O-ring 116 fits exactly in an outwardly directed annular groove 117 around the circumference of the central part of the partition and seals the partition against the partition holder. A cavity 118 which extends in the longitudinal direction of the partition spacer 114 contains an oil bath under hydrostatic pressure on the outside of the engine housing. Screws 120 extending through vertical bores 121 in an outwardly directed annular flange 122 on the upper end of an annular adapter 123 attach the adapter to the underside of the stepper motor, which is equipped with a downwardly directed motor shaft 124 that is precisely fitted into a longitudinal bore 125 in a transmission shaft 126 which is attached to a flat piece 129 on the motor shaft by means of pins 127 which are press fit through horizontal bores 128 in the part of the transmission shaft which surrounds the motor shaft. An upper annular thrust bearing 132 has an outer diameter that forms a tight fit against the interior of the engine housing. The upper end of the bearing housing is threaded on the outside of the adapter and rests against the underside of the stepper motor.

Et nedre ringformet aksiallager 134 er anordnet omkring over-føringsakselen mellom en nedovervendt skulder 135 på over-føringsakselen og en oppovervendt skulder 136 på innsiden av lagerhuset. Det nedre parti av lagerhuset er tilpasset omkring et nålrullelager 138 anordnet omkring den nedre ende av overføringsakselen. A lower annular axial bearing 134 is arranged around the transmission shaft between a downward facing shoulder 135 on the transmission shaft and an upward facing shoulder 136 on the inside of the bearing housing. The lower part of the bearing housing is adapted around a needle roller bearing 138 arranged around the lower end of the transmission shaft.

Den øvre ende av en kuleleddet skrueledet aksel 140 er gjenget på den nedre ende av overføringsakselen. Denne kuleleddede skrueledede aksel er av vanlig utførelse og bærer en ytre skruegjenge (ikke vist) hvori lagerkulene (ikke vist) kan løpe. Lagerkulene løper også i en tilsvarende og tilpasset skrueformet gjenge (ikke vist) som er utformet innvendig i en ringformet kulelagermutter 142, hvis øvre ende ligger an mot undersiden av lagerhuset. The upper end of a ball-and-socket screw joint shaft 140 is threaded onto the lower end of the transmission shaft. This ball-jointed screw-jointed shaft is of the usual design and carries an external screw thread (not shown) in which the bearing balls (not shown) can run. The bearing balls also run in a corresponding and adapted helical thread (not shown) which is formed inside an annular ball bearing nut 142, the upper end of which rests against the underside of the bearing housing.

Skruer 144 strekker seg gjennom vertikale utboringer 145 i en utoverrettet ringformet flens på den øvre ende av en ringformet omformer 146' og fester derved denne omformer til undersiden av en tilpasset utoverrettet flens 148 som er utført i ett stykke med den nedre ende av kulelagermutteren. Den nedre ende av omformeren har utvendig sekskantform, som er utført for glidepasning i en vertikal heksagonal utboring 158, som i sin tur munner ut i den nedre ende av en ringformet bøssing 160 med et øvre parti 161 hvis ytterdiameter danner tett pasning mot den indre diameter av motorhuset. Den øvre ende av bøssingen 160 er skrudd inn i den nedre ende av lagerhuset. Når trinnmotorens aksel roterer vil således akselens rota-sjbnsbevegelse bli omformet av den kulelagrede skrueledede aksel, kulelagermutteren, omformeren 146 samt bøssingen 160 med det sekskantformede hull til rettlinjet bevegelse som driver omformeren i glidebevegelse oppover eller nedover, alt etter rotasjonsretningen av den reverserbare trinnmotor. Screws 144 extend through vertical bores 145 in an outwardly directed annular flange on the upper end of an annular converter 146' and thereby attach this converter to the underside of a matched outwardly directed flange 148 which is made in one piece with the lower end of the ball bearing nut. The lower end of the converter has an external hexagon shape, which is made for sliding fit in a vertical hexagonal bore 158, which in turn opens into the lower end of an annular bushing 160 with an upper part 161 whose outer diameter forms a tight fit against the inner diameter of the engine housing. The upper end of the bushing 160 is screwed into the lower end of the bearing housing. When the shaft of the stepper motor rotates, the rotary motion of the shaft will thus be transformed by the ball-bearing screw-jointed shaft, the ball bearing nut, the converter 146 and the bushing 160 with the hexagonal hole into rectilinear movement that drives the converter in a sliding movement upwards or downwards, depending on the direction of rotation of the reversible stepper motor.

Den øvre ende av et ringformet flytende stempelhus 162 er gjenget inn i den nedre ende av motorhuset 86 og ligger an mot en nedovervendt skulder 164 på den nedre ende av bøssingen 160. En O-ringpakning 166 i et utovervendt ringformet spor 168 omkring stempelhuset 162 danner en fluidtett pakning mot innsiden av motorhuset, hvis nedre ende ligger an mot en oppovervendt skulder 170 på stempelhuset. Den nedre ende av omformeren 146 strekker seg inn i en sentral utboring 171 som strekker seg gjennom stempelhuset. Den øvre ende 172 av en inngrepsstamme 173 er gjenget inn i den nedre ende av omformeren 146. En utover- og oppovervendt skulder 174 på inngrepsstammen ligger, an mot den nedre ende av omformeren. En langsgående utboring 176 strekker seg gjennom inngrepsstammen og forløper parallelt med en utboring 178 som strekker seg i lengderetningen gjennom omformeren. The upper end of an annular floating piston housing 162 is threaded into the lower end of the engine housing 86 and rests against a downward facing shoulder 164 on the lower end of the bushing 160. An O-ring seal 166 in an outward facing annular groove 168 around the piston housing 162 forms a fluid-tight gasket against the inside of the engine housing, the lower end of which rests against an upward-facing shoulder 170 on the piston housing. The lower end of the converter 146 extends into a central bore 171 which extends through the piston housing. The upper end 172 of an engaging stem 173 is threaded into the lower end of the converter 146. An outwardly and upwardly facing shoulder 174 on the engaging stem rests against the lower end of the converter. A longitudinal bore 176 extends through the engagement stem and runs parallel to a bore 178 which extends longitudinally through the converter.

Et ringformet flytende stempel 179 danner tett glidepasning langs sin ytre omkrets mot innsiden av stempelhuset. Innsiden av det ringformede^ flytende stempel danner en tett glidepasning rundt den sylinderformede inngrepsstamme 173. En første ringformet T-pakning 182 i et utoverrettet ringformet spor 183 rundt utsiden av det ringformede flytende stempel danner en fluidtett glidepakning mot innsiden av stempelhuset. En annen ringformet T-pakning 184 i et innoverrettet ringformet spor 186 i det flytende stempel danner en glidepakning mot den sylinderformede utside av inngrepsstammen. An annular floating piston 179 forms a tight sliding fit along its outer circumference against the inside of the piston housing. The inside of the annular floating piston forms a tight sliding fit around the cylindrical engagement stem 173. A first annular T-seal 182 in an outwardly directed annular groove 183 around the outside of the annular floating piston forms a fluid tight sliding seal against the inside of the piston housing. Another annular T-pack 184 in an inwardly directed annular groove 186 in the floating piston forms a sliding seal against the cylindrical outside of the engagement stem.

En oljeplugg 190 er gjenget i den nedre ende av inngrepsstammen. En 0-ring 192 i et utovervendt ringformet spor 193 omkring oljepluggen danner en fluidtett pakning mot det indre av utboringen 176 i inngrepsstammen. Samtlige komponenter som ligger mellom skilleveggen 104 og oversiden av det flytende stempel 180 er således nedsenket i et oljebad. Olje tilsettes området mellom skilleveggen og det flytende stempel når sammenstillingen er blitt demontert, ved å fjerne oljepluggen, evakuere området i forbindelse med utboringen 176 i inngrepsstammen og derpå fylle dette området ved å tilføre olje gjennom utboringen 176. Oljepluggen 190 anbringes så atter på plass, slik som vist i fig. 3, således at oljebadet er inne-lukket mellom skilleveggen og det flytende stempel. Området under det flytende stempel er da åpent for borefluid, hvis hydrostatiske trykk utøves mot det flytende stempel og over-føres til oljebadet. Trinnmotoren, den kulelagrede og skrueledede aksel samt tilsvarende mutter og tilordnede lagre blir således smurt og beskyttet mot de ugunstige omgivelser som borefluidet innebærer. An oil plug 190 is threaded into the lower end of the engagement stem. An 0-ring 192 in an outward-facing annular groove 193 around the oil plug forms a fluid-tight seal against the interior of the bore 176 in the engagement stem. All components which lie between the partition wall 104 and the upper side of the floating piston 180 are thus immersed in an oil bath. Oil is added to the area between the partition wall and the floating piston when the assembly has been dismantled, by removing the oil plug, evacuating the area in connection with the bore 176 in the engagement stem and then filling this area by supplying oil through the bore 176. The oil plug 190 is then placed back in place, as shown in fig. 3, so that the oil bath is enclosed between the partition wall and the floating piston. The area below the floating piston is then open to drilling fluid, whose hydrostatic pressure is exerted against the floating piston and transferred to the oil bath. The stepper motor, the ball-bearing and screw-jointed shaft as well as the corresponding nut and associated bearings are thus lubricated and protected against the unfavorable environment that the drilling fluid entails.

Den nedre ende av huset for det flytende stempel er gjenget på den øvre ende av et sylinderformet ventilhus 200, som er ut-ført med en sentral langsgående avstrappet utboring 201 som strekker seg helt gjennom huset, slik som vist i fig. 4. The lower end of the housing for the floating piston is threaded onto the upper end of a cylindrical valve housing 200, which is provided with a central longitudinal tapered bore 201 which extends completely through the housing, as shown in fig. 4.

(Støtfangerne 68, 76 og 82 som er vist i fig. 2, er ikke angitt omkring utsiden av de viste sammenstillinger i fig. 3 og 4.) Når sammenstillingen er montert på den måte som er vist i fig. 2 vil en ringformet 0-ring 202 (fig. 4) i et utovervendt ringformet spor 204 omkring den øvre ende av ventilhuset danne en fluidtett pakning mot innsiden av den nedre ende av stempelhuset for det flytende stempel. (The bumpers 68, 76 and 82 shown in Fig. 2 are not indicated around the outside of the assemblies shown in Figs. 3 and 4.) When the assembly is assembled in the manner shown in Figs. 2, an annular 0-ring 202 (fig. 4) in an outward-facing annular groove 204 around the upper end of the valve housing will form a fluid-tight seal against the inside of the lower end of the piston housing for the floating piston.

Den nedre endre av inngrepsstammen 173 er gjenget inn i den øvre ende av et sylinderformet gjenget tilpasningsstykke 206, som er forsynt med en langsgående utboring 208 som strekker seg helt gjennom dette stykke. Tversgående utboringer 209 strekker seg gjennom det gjengede tilpasningsstykke ved dets øvre ende og forbinder det indre av utboringen 208 med utsiden av det sylinderformede gjengede tilpasningsstykke, som holdes i avstand fra ventilhuset. The lower end of the engagement stem 173 is threaded into the upper end of a cylindrical threaded adapter piece 206, which is provided with a longitudinal bore 208 which extends completely through this piece. Transverse bores 209 extend through the threaded adapter at its upper end and connect the interior of the bore 208 to the outside of the cylindrical threaded adapter, which is spaced from the valve body.

Den nedre ende av det gjengede tilpasningsstykke er skrudd på den øvre ende av en langsgående ventillåsebolt 210, som har et utragende hode 212 på sin nedre ende. Denne bolt danner en tett glidepasning inne i en ringformet ventilstamme 214, som omfatter en utoverragende ventilplugg 216 ved sin nedre ende. Den øvre del av ventilstammen er sylinderformet og danner tett glidepasning inne i en sylinderformet utboring 217 i det øvre parti av ventilhuset. En ringformet T-pakning 218 i et utovervendt ringformet spor 219 i ventilstammen danner en glidepasning mot innsiden av ventilhuset. The lower end of the threaded adapter is screwed onto the upper end of a longitudinal valve lock bolt 210, which has a protruding head 212 on its lower end. This bolt forms a tight sliding fit inside an annular valve stem 214, which includes a protruding valve plug 216 at its lower end. The upper part of the valve stem is cylindrical and forms a tight sliding fit inside a cylindrical bore 217 in the upper part of the valve housing. An annular T-seal 218 in an outward-facing annular groove 219 in the valve stem forms a sliding fit against the inside of the valve housing.

Den nedre ende av det gjengede tilpasningsstykke 206 ligger an mot en 0-ringpute 220 anordnet på en ringformet oppovervendt skulder 222 inne i den nedre ende av ventilstammen 214. Ytterdiameteren av den nedre ende av det sylinderformede gjengede tilpasningsstykke danner en tett, men frittglidende pasning inne i den øvre ende av en avtrappet utboring 223 som strekker seg gjennom ventilstammen 214. The lower end of the threaded adapter 206 abuts an 0-ring pad 220 provided on an annular upturned shoulder 222 inside the lower end of the valve stem 214. The outer diameter of the lower end of the cylindrical threaded adapter forms a tight but free-sliding fit inside at the upper end of a stepped bore 223 which extends through the valve stem 214.

c c

Ventillåsebolten 210 omfatter en langsgående trykkbalansert åpning 224 som strekker<1>seg gjennom hele bolten og munner ut i utboringen 208 i det gjengede tilpasningsstykke. Den ringformede overside av låsebolthodet 212 ligger an mot en nedoverrettet ringformet flate 225 i den avtrappede utboring 223. The valve locking bolt 210 comprises a longitudinal pressure-balanced opening 224 which extends<1>through the entire bolt and opens into the bore 208 in the threaded adapter piece. The annular upper side of the locking bolt head 212 rests against a downwardly directed annular surface 225 in the stepped bore 223.

I fig. 4A er det vist at den nedre endeflate av ventilpluggen 216 omfatter en nedover- og innoverskrånende ringflate 226 som er skråstilt i en vinkel på omkring 60° med ventillegemets lengdeakse. Ytterkanten av denne indre ringflate 226 møter den indre kant av en ytre ringflate 226A som skråner nedover og innover i en vinkel på omkring 30° med ventillegemets lengdeakse. En nedover- og innoverskrånende ringflate 227 er på den øvre ende av et innstillbart ringformet ventilsete 228 skrudd inn i et innvendig gjenget parti 229 av ventilhuset. Den hellende flate 227 på ventilsetet er skråstilt i en vinkel omkring 45° med ventillegemets lengdeakse, således at skjæringslinjen mellom ytre og indre ringflate 226 og 226A på ventilpluggen danner en sirkulær linjekontakt med den skrå-stilte flate 227 på ventilsetet 228. Ventilpluggen har således en effektiv arbeidsdiameter av den dimensjon som er angitt ved pilen A (fig. 4 og 4A), og som er litt større enn den effektive arbeidsdiameter for T-pakningen 218, hvis dimensjon er angitt ved pilen B. Som det vil bli nærmere forklart nedenfor vil dette gjøre ventilen bistabil, hvilket vil si at den vil forbli i henholdsvis åpen eller lukket stilling når den først er forskjøvet til en av disse stillinger. In fig. 4A, it is shown that the lower end surface of the valve plug 216 comprises a downwardly and inwardly sloping annular surface 226 which is inclined at an angle of about 60° with the longitudinal axis of the valve body. The outer edge of this inner ring surface 226 meets the inner edge of an outer ring surface 226A which slopes downwards and inwards at an angle of about 30° with the longitudinal axis of the valve body. A downwardly and inwardly sloping annular surface 227 is on the upper end of an adjustable annular valve seat 228 screwed into an internally threaded portion 229 of the valve housing. The inclined surface 227 on the valve seat is inclined at an angle of about 45° with the longitudinal axis of the valve body, so that the line of intersection between the outer and inner ring surfaces 226 and 226A on the valve plug forms a circular line contact with the inclined surface 227 on the valve seat 228. The valve plug thus has a effective working diameter of the dimension indicated by arrow A (Figs. 4 and 4A), and which is slightly larger than the effective working diameter of the T-seal 218, whose dimension is indicated by arrow B. As will be further explained below, this makes the valve bistable, which means that it will remain in the open or closed position once it has been moved to one of these positions.

Flere ventilinnløpsåpninger 230 (fig. 2 og 4) er radialt for-delt med like mellomrom som forløper nedover og innover gjennom sideveggen til det sylinderformede ventilhus omkring ventilpluggen, således at borefluid fra det ringformede området omkring ventilhuset kan strømme inn i ventilhuset forbi ventilpluggen og ventilsetet, samt nedover gjennom hovedut-boringen 201 i ventilhuset. Denne strømning hindres når ventilpluggen forskyves nedover til anlegg mot ventilsetet ved drift av trinnmotoren, slik det vil bli nærmere forklart nedenfor. o Several valve inlet openings 230 (fig. 2 and 4) are radially distributed at equal intervals which extend downwards and inwards through the side wall of the cylindrical valve housing around the valve plug, so that drilling fluid from the annular area around the valve housing can flow into the valve housing past the valve plug and the valve seat , as well as downwards through the main bore 201 in the valve housing. This flow is prevented when the valve plug is moved downwards to rest against the valve seat during operation of the stepper motor, as will be explained in more detail below. o

Som det best er vist i fig. 2 er ventilåpningene 230 utført langstrakt i lengderetningen, således at hver åpning i det minste er flere ganger lengre enn dens bredde og åpningene følgelig kan tjene som en sikt for å hindre større faste As is best shown in fig. 2, the valve openings 230 are made elongated in the longitudinal direction, so that each opening is at least several times longer than its width and the openings can consequently serve as a screen to prevent larger solids

v - w -

partikler i borefluidet fra å trenge inn i ventilhuset.particles in the drilling fluid from entering the valve housing.

En ringformet 0-ring 232 i et ringformet spor 234 på utsiden av det innstillbare ventilsetet danner en fluidtett pakning mellom ventilsetet og den tilstøtende innside av ventilhuset. An annular 0-ring 232 in an annular groove 234 on the outside of the adjustable valve seat forms a fluid-tight seal between the valve seat and the adjacent inside of the valve body.

En ringformet klemmutter 236 som er skrudd inn i det gjengede parti 229 av ventilhusets innside låser ventilsetet i den ønskede stilling for korrekt regulering av borefluidets strømning gjennom ventilhuset. An annular clamping nut 236 which is screwed into the threaded part 229 of the inside of the valve housing locks the valve seat in the desired position for correct regulation of the flow of the drilling fluid through the valve housing.

Den nedre ende av ventilhuset er skrudd på den øvre ende av en langstrakt, sylinderformet bærehylse 240, som har en ensartet utboring 241 som strekker seg gjennom hele dens lengde for å forløpe parallelt med den avtrappede utboring 201 som for-løper gjennom ventilhuset. En 0-ring 242 i et utovervendt ringformet spor 243 omkring det øvre parti av bærehylsen danner en fluidtett pakning mot innsiden av det nedre parti av ventilhuset. The lower end of the valve housing is screwed onto the upper end of an elongate, cylindrical support sleeve 240, which has a uniform bore 241 extending throughout its length to run parallel to the stepped bore 201 extending through the valve housing. An 0-ring 242 in an outward-facing annular groove 243 around the upper part of the bearing sleeve forms a fluid-tight seal against the inside of the lower part of the valve housing.

Det nedre parti av bærehylsen har mindre ytterdiameter enn dets øvre parti, og den nedre ende av bærehylsen er skrått avskåret i en vinkel på omkring 30° med vertikalretningen for derved å danne en forholdsvis skarp spiss 244 for å lette innføringen av den nedre ende av bærehylsen i en sentral vertikal avtrappet utboring 246 som strekker seg gjennom hele den sylinderformede innsnevringsbærer 53, hvis nedre endeflate hviler mot en oppovervendt ringformet skulder 240 i borekraven eller flyteskoen 54. På utsiden av bærehylsens spiss 244 er det et nedoverrettet og innoverrettet parti 251 som er skråstilt i en vinkel på omkring 15° med sammenstillingens sentralakse, for å lette sammenstillingens føring nedover i borestrengen og forbi eventuelle mindre hindringer som bærehylsen kan støte på langs borestrengens innervegg. The lower portion of the carrier sleeve has a smaller outer diameter than its upper portion, and the lower end of the carrier sleeve is obliquely cut off at an angle of about 30° with the vertical direction to thereby form a relatively sharp point 244 to facilitate the insertion of the lower end of the carrier sleeve in a central vertical stepped bore 246 which extends throughout the cylindrical constriction carrier 53, the lower end surface of which rests against an upwardly facing annular shoulder 240 in the drill collar or floating shoe 54. On the outside of the carrier sleeve tip 244 there is a downward and inwardly directed portion 251 which is inclined at an angle of about 15° with the assembly's central axis, to facilitate the assembly's guidance down the drill string and past any minor obstacles that the support sleeve may encounter along the inner wall of the drill string.

En ytre ringformet 0-ring 254 i et utoverrettet ringformet spor 256 på utsiden av innsnevringsbæreren danner en fluidtett pakning mot innsidéri" av borekraven eller underavdelingen av flyteskoen. En indre ringformet 0-ring 258 i et innoverrettet spor 260 på innsiden av innsnevringsbæreren danner en fluidtett pakning mot utsiden av bærehylsen, som omfatter en ringformet oppover- og utoverrettet skrånende skulder 262 på sin utside, og innrettet for å hvile på en ringformet oppover- og utoverrettet flate 264 på oversiden av en ringformet beskyt-telsehette 266 anordnet på ringformede Bellville-fjærer 268 som bæres på en oppovervendt ringformet skulder 270 i innsnevringsbærerens sentrale avtrappede utboring 246. En C-formet smekkholdering 272 ved den øvre ende av beskyttelse-hetten er passet inn i et innovervendt ringformet spor 274 i innsnevringsbæreren for å holde på plass beskyttelsehettens Bellvilie-f jærer. An outer annular O-ring 254 in an outwardly directed annular groove 256 on the outside of the constriction carrier forms a fluid tight seal against the interior of the drill collar or sub-section of the float shoe. An inner annular O-ring 258 in an inwardly directed groove 260 on the inside of the constriction carrier forms a fluid tight packing to the outside of the carrier sleeve, which comprises an annular upwardly and outwardly inclined shoulder 262 on its outside, and adapted to rest on an annularly upwardly and outwardly directed surface 264 on the upper side of an annular protective cap 266 mounted on annular Bellville springs 268 which is carried on an upwardly facing annular shoulder 270 in the constriction carrier's central stepped bore 246. A C-shaped snap retainer 272 at the upper end of the protective cap is fitted into an inwardly facing annular groove 274 in the constriction carrier to hold in place the protective cap's Bellvilie-f jærs.

Åtte sprøytehodemunnstykker 280 er alle anordnet i den nedre en.de av hver sin avtrappede utboring 282 som strekker seg vertikalt gjennom innsnevringsbæreren med jevne vinkelmellom-rom, nemlig slik at midtpunktene for de forskjellige nabout-boringer 282 ligger 45° fra hverandre. En separat ringformet 0-ring 284 er anordnet i et innovervendt ringformet spor 286 i hver utboring 282 og danner en fluidtett pakning mot utsiden av hvert sitt tilordnede sprøytehodemunnstykke 280. Den øvre ytterende av hvert sådant sprøytehodemunnstykke ligger an mot en ringformet nedovervendt skulder 288 i utboringen 282. Hvert sprøytehodemunnstykke holdes på plass ved hjelp av en separat tilordnet C-formet smekkring 290 som ligger an mot undersiden av vedkommende munnstykke. Ringene 290 passer inn i hvert sitt innoverrettede ringformede spor 292 i sin tilordnede utboring 282. Eight spray head nozzles 280 are all arranged in the lower end of each stepped bore 282 which extends vertically through the constriction carrier at even angular intervals, namely so that the centers of the various nabout bores 282 are 45° apart. A separate annular 0-ring 284 is arranged in an inward-facing annular groove 286 in each bore 282 and forms a fluid-tight seal against the outside of each associated spray head nozzle 280. The upper end of each such spray head nozzle rests against an annular downward facing shoulder 288 in the bore 282. Each spray head nozzle is held in place by means of a separately assigned C-shaped snap ring 290 which rests against the underside of the relevant nozzle. The rings 290 fit into each inwardly directed annular groove 292 in its assigned bore 282.

En utboring 291 strekker seg gjennom hvert sprøytehodemunn-stykke. Hver munnstykkeutboring 291 omfatter et rett øvre parti 291A som ved sin nedre ende går over i det øvre parti av en nedover- og innoverrettet stumpkonisk del 291B, som ved sin nedre ytterende går over i det øvre parti av et nedre rett avsnitt 291C, som ender i et plan hovedsakelig vinkelrett på borekravenes lengdéakse. A bore 291 extends through each nozzle piece. Each nozzle bore 291 comprises a straight upper portion 291A which at its lower end merges into the upper portion of a downwardly and inwardly directed frustoconical portion 291B, which at its lower extreme end merges into the upper portion of a lower straight section 291C, which ends in a plane mainly perpendicular to the longitudinal axis of the drill collars.

Som vist i fig. 2 er ytterdiameteren av motorhuset 86 og ventilhuset 200 hver litt større enn diameteren av de over-liggende deler av sammenstillingen, og danner en ganske tett pasning i den nedre ende av borekraven like over innsnevreren 53. Dette begrenser sidebevegelsene av den nedre ende av bærehylsen til området innenfor diameteren av den øvre ende av den avtrappede sentrale utboring 246 gjennom innsnevreren, samt sikrer korrekt landing når sammenstillingen senkes ned i innsnevreren. As shown in fig. 2, the outer diameter of the motor housing 86 and the valve housing 200 is each slightly larger than the diameter of the overlying parts of the assembly, and forms a fairly tight fit in the lower end of the drill collar just above the constriction 53. This limits the lateral movement of the lower end of the carrier sleeve to the area within the diameter of the upper end of the stepped central bore 246 through the constrictor, as well as ensuring correct landing when the assembly is lowered into the constrictor.

Den øvre ende av innsnevringsbæreren omfatter en innover- og nedoverrettet avskrånet stumpkonisk flate 294 for føring av den nedre ende av bærehylsen inn i den sentrale utboring 246 i innsnevringsbæreren. Det nedre parti 296 av bærehylsen har litt mindre ytterdiameter enn innerdiameteren av den nedre ende av innsnevringsbærerens avtrappede sentrale utboring 246, således at det etterlates et ringformet område 298 mellom bærehylsen og innsnevringsbæreren for å lette fullstendig inn-føring av bærehylsen i den sentrale utboring i innsnevringsbæreren. Ytterdiameteren av et avsnitt 296 av bærehylsen umiddelbart under fjærhetten 266 er litt større enn diameteren av det nedre avsnitt 296, og danner således en tett glidepasning i innsnevrerens sentrale utboring 246. The upper end of the constriction carrier comprises an inwardly and downwardly beveled frustoconical surface 294 for guiding the lower end of the carrier sleeve into the central bore 246 in the constriction carrier. The lower portion 296 of the carrier sleeve has a slightly smaller outer diameter than the inner diameter of the lower end of the constriction carrier's stepped central bore 246, so that an annular area 298 is left between the carrier sleeve and the constriction carrier to facilitate complete insertion of the carrier sleeve into the central bore in the constriction carrier . The outer diameter of a section 296 of the carrier sleeve immediately below the spring cap 266 is slightly larger than the diameter of the lower section 296, thus forming a tight sliding fit in the constrictor's central bore 246.

Som vist i fig. 4 er innsnevringsbæreren låst mot dreiebevegelse i bærekraven eller underseksjonen av flyteskoen ved As shown in fig. 4, the constriction carrier is locked against rotational movement in the carrier collar or sub-section of the floating shoe by

hjelp av en horisontal orienteringspinne 300, som strekker seg gjennom en horisontal utboring 302 gjennom sideveggen av borekraven eller flyteskoseksjonen, samt videre strekker seg inn i en utovervendt uttagning 304 i ytterveggen av innsnevringsbæreren. En ringformet 0-ring 306 i et ringformet spor 308 omkring orienteringspinnen danner en fluidtett pakning mot veggen av utboringen 302. Ytterenden av orienteringspinnen 300 er gjenget inn i et mellomliggende parti av utboringen 302. En C-formet smekkholdering 310 ved ytterenden av orienteringspinnen 300 passer inn i et innovervendt ringformet spor 312 i ytterenden av utboringen 302 for derved å hindre util-siktet fjerning av orienteringspinnen. by means of a horizontal orientation pin 300, which extends through a horizontal bore 302 through the side wall of the drill collar or floating shoe section, and further extends into an outward facing recess 304 in the outer wall of the constriction carrier. An annular 0-ring 306 in an annular groove 308 around the orientation pin forms a fluid-tight seal against the wall of the bore 302. The outer end of the orientation pin 300 is threaded into an intermediate portion of the bore 302. A C-shaped snap retainer 310 at the outer end of the orientation pin 300 fits into an inward-facing annular groove 312 at the outer end of the bore 302 to thereby prevent accidental removal of the orientation pin.

For å orientere sammenstillingens posisjon i forhold til borekraven (hvilket f. eks. er påkrevet når sammenstillingen anvendes for å utføre brønnutforskningsarbeid eller retningsboring), omfatter den nedre ende av bærehylsen en utoverrettet åpning samt et spor 320 i lengderetningen diametralt mot-satt punktet 244 i den nedre ende av bærehylsen. Når bærehylsen senkes ned i den sentrale utboring 246 i innsnevringsbæreren, vil således skråflaten på den nedre ende av bærehylsen tre i inngrep med den øverste av tre innoverrettede, horisontalt og vertikalt innbyrdes innrettede lokaliseringspinner 322, som er trykkpasset gjennom hver sin horisontale utboring 324 som strekker seg gjennom den nedre ende av innsnevringsbæreren. Disse lokaliseringspinner bringer bærehylsen til dreiebevegelse under sin nedsenkning, inntil det vertikale spor 320 befinner seg i flukt med de tre lokaliseringspinner 322 vertikalt på linje med hverandre. In order to orient the assembly's position in relation to the drilling collar (which is, for example, required when the assembly is used to perform well exploration work or directional drilling), the lower end of the support sleeve includes an outwardly directed opening and a groove 320 in the longitudinal direction diametrically opposite the point 244 in the lower end of the carrier sleeve. When the carrier sleeve is lowered into the central bore 246 in the constriction carrier, the inclined surface on the lower end of the carrier sleeve will thus engage the uppermost of three inwardly directed, horizontally and vertically aligned locating pins 322, which are pressure-fitted through each horizontal bore 324 extending through the lower end of the constriction carrier. These locating pins cause the carrier sleeve to rotate during its immersion, until the vertical groove 320 is flush with the three locating pins 322 vertically in line with each other.

Når pulsgeneratorsammenstillingen innføres (enten ved nedfall i borestrengen eller nedsenkning av denne ved hjelp av en trådline og løsbart låsefeste (ikke vist) festet til låse-knasten 62 på den øvre ende av fiskehodet) i innsnevringsbæreren slik som vist i fig. 2 og 4, vil innsnevreren opprette en trykkforskjell over ventilsetet 228 når borefluidet strømmer gjennom de åtte sprøytehodemunnstykker. When the pulse generator assembly is introduced (either by falling into the drill string or submerging it by means of a wireline and detachable locking bracket (not shown) attached to the locking lug 62 on the upper end of the fish head) in the constriction carrier as shown in fig. 2 and 4, the constrictor will create a pressure differential across the valve seat 228 as the drilling fluid flows through the eight spray head nozzles.

For å sende informasjon til jordoverflaten som reaksjon på signaler fra føleren bringes trinnmotoren 112 til dreining i en viss retning for å drive tetningsflaten 226 (fig. 4 og 4A) på ventilpluggen 216 nedover mot skråflaten 227 på ventilsetet 228. In order to send information to the ground surface in response to signals from the sensor, the stepper motor 112 is caused to rotate in a certain direction to drive the sealing surface 226 (Figs. 4 and 4A) of the valve plug 216 downward towards the inclined surface 227 of the valve seat 228.

Da den effektive arbeidsdiameter A for ventilpluggen er litt større enn den effektive arbeidsdiameter B for T-pakningen 218, vil den resulterende kraft som frembringes ved trykk-forskjellen over ventilsetet holde ventilpluggen mot setet på grunn av at det relative lave trykk nedstrøms for ventilpluggen overføres gjennom den trykkbalanserende åpning 224 i ventillåsebolten 210 og ut gjennom tverråpningene 209 i det gjengede tilpasningsstykke 206. Since the effective working diameter A of the valve plug is slightly larger than the effective working diameter B of the tee 218, the resulting force produced by the pressure difference across the valve seat will hold the valve plug against the seat due to the relatively low pressure downstream of the valve plug being transmitted through the pressure balancing opening 224 in the valve locking bolt 210 and out through the transverse openings 209 in the threaded adapter piece 206.

Lukking av ventilen øker slamtrykket på jordoverflaten, hvilket avføles av omformeren 44 på slamtilførselsledningen 41 (fig. 1). For å frembringe et trykkfall bringer et signal fra føleren 72 trinnmotoren til å forandre omdreiningsret-ning og derved trekke ventilpluggen 216 bort fra ventilsetet 227. Etterhvert som ventilpluggen trekkes opp vil det borefluid som strømmer gjennom det økende mellomrom mellom ventilpluggen og ventilsetet ytterligere nedsette trykket inne i ventilstammen 214. Dette lavere trykk overføres til oversiden av T-pakningen 218. Med høyt trykk på undersiden av T-pakningen, og det lavere trykk på oversiden av denne vil ventilpluggen . f orskyves raskt til åpen stilling og holdes hydraulisk oppe fra ventilsetet inntil det neste lukkesignal. På denne måte er ventilpluggen bistabil, hvilket innebærer at den for-blir enten i lukket eller åpen stilling uten kontinuerlig til-førsel av effekt til trinnmotoren. Closing the valve increases the mud pressure on the soil surface, which is sensed by the converter 44 on the mud supply line 41 (fig. 1). To produce a pressure drop, a signal from the sensor 72 causes the stepping motor to change direction of rotation and thereby pull the valve plug 216 away from the valve seat 227. As the valve plug is pulled up, the drilling fluid that flows through the increasing space between the valve plug and the valve seat will further reduce the pressure inside in the valve stem 214. This lower pressure is transferred to the upper side of the T-seal 218. With high pressure on the underside of the T-seal, and the lower pressure on the upper side of this, the valve plug . f is quickly advanced to the open position and hydraulically held up from the valve seat until the next closing signal. In this way, the valve plug is bistable, which means that it remains either in the closed or open position without continuous supply of power to the stepper motor.

Når ventilen åpnes vil trykket i boreslammet på jordoverflaten avta, og omformeren 44 vil reagere på denne trykk-forandring. Ved koding av den sekvens av trykkpulser som overføres til overflaten kan informasjon tilsvarende verdien av de målte egenskaper nede i hullet fastlegges uten at borestrengen behøver å fjernes fra brønnen. When the valve is opened, the pressure in the drilling mud on the ground surface will decrease, and the converter 44 will react to this pressure change. By coding the sequence of pressure pulses that are transmitted to the surface, information corresponding to the value of the measured properties down the hole can be determined without the drill string needing to be removed from the well.

O-ringputen 220 ved den nedre ende av det gjengede tilpasningsstykke 206 tjener som trykkfjær og absorberer sjokket på trinnmotorens aksel og de mellomliggende forbindelseelementer når ventilpluggen kommer til anlegg mot tetningsflaten 227 på ventilsetet 228, således at utstyrets levetid forlenges. Trinnmotoren er av vanlig type, hvilket vil si at den dreier motorakselen en nø"yåktig vinkelavstand for hver tilført elektrisk energipuls. Trinnmotoren kan således dreies raskt og nøyaktig for å bringe ventilpluggen til bevegelse i lengderetningen over nøyaktig tilsiktet avstand. Det innstillbare ventilsete 228 tillater nøyaktig innstilling av den anleggs-kontakt som ventilpluggen danner med setet. The O-ring pad 220 at the lower end of the threaded adapter piece 206 serves as a compression spring and absorbs the shock on the stepper motor shaft and the intermediate connection elements when the valve plug comes into contact with the sealing surface 227 on the valve seat 228, so that the life of the equipment is extended. The stepper motor is of the conventional type, meaning that it rotates the motor shaft a precise angular distance for each supplied pulse of electrical energy. The stepper motor can thus be rotated quickly and accurately to move the valve plug longitudinally over precisely the intended distance. The adjustable valve seat 228 allows precise setting the plant contact that the valve plug forms with the seat.

Bellville-trykkfjærene 268 i innsnevringsbæreren absorberer sjokket som fremkommer ved å la sammenstillingen falle til den viste stilling i fig. 4, samt det sjokk som påføres sammenstillingen når ventilen åpnes og lukkes, således at utstyrets levetid forlenges. The Bellville compression springs 268 in the constriction carrier absorb the shock resulting from dropping the assembly to the position shown in FIG. 4, as well as the shock applied to the assembly when the valve is opened and closed, so that the lifetime of the equipment is extended.

Fig. 6 og 7 viser en alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelse. De samme henvisningstall som er brukt i fig. 1 - 5 anvendes også i fig. 6 og 7 for å angi tilsvarende elementer. I den viste utførelse i fig. 6 og 7 omfatter den nedre ende av sammenstillingen 50 en langstrakt fast bærer 400 med et nedover- og innoverrettet neseparti 402, som hviler i en sentral utboring 404 i en konvensjonell TOTCO-sirkulær basisflate 55, som i sin tur hviler på den øvre ende av et tappavsnitt 408 av borestrengen 28. Den øvre ende av tappav-snittet er gjenget inn i den ende av et vanlig borekraveparti 410, med en gjennomgående sentral utboring 412 i lengderetningen. Den øvre ende av borekravepartiet er skrudd på den nedre ende (ikke vist i fig. 7) av en borekrave som kan være av vanlig utførelse. Fig. 6 and 7 show an alternative embodiment of the present invention. The same reference numbers used in fig. 1 - 5 are also used in fig. 6 and 7 to indicate corresponding elements. In the embodiment shown in fig. 6 and 7, the lower end of the assembly 50 comprises an elongate fixed support 400 with a downwardly and inwardly directed nose portion 402, which rests in a central bore 404 in a conventional TOTCO circular base surface 55, which in turn rests on the upper end of a spigot section 408 of the drill string 28. The upper end of the spigot section is threaded into the end of a normal drill collar part 410, with a continuous central bore 412 in the longitudinal direction. The upper end of the drill collar part is screwed onto the lower end (not shown in Fig. 7) of a drill collar which can be of a conventional design.

I fig. 7 er det vist at en øvre ende av bæreren 400 strekker seg inn i den nedre ende av en avtrappet utboring 414, som strekker seg i lengderetningen gjennom et sjokkopptagerhus 416, hvis øvre ende er gjenget på den nedre ende av et sylinderformet forbiføringshus 418. In fig. 7, it is shown that an upper end of the carrier 400 extends into the lower end of a stepped bore 414, which extends longitudinally through a shock receiver housing 416, the upper end of which is threaded onto the lower end of a cylindrical bypass housing 418.

En ringformet T-pakning 420 i et utovervendt ringformet spor 422 danner en glidepasning mot den nedre ende av en avtrappet utboring 414 som strekker seg gjennom sjokkopptagerhuset. Langsgående lister\4,24 på utsiden av bæreren danner glidepasning i langsgående og innovervendte spor 426 som munner ut i den nedre ende av sjokkopptagerhuset 416. An annular T-pack 420 in an outward facing annular groove 422 forms a sliding fit against the lower end of a stepped bore 414 extending through the shock absorber housing. Longitudinal strips\4,24 on the outside of the carrier form a sliding fit in longitudinal and inward-facing grooves 426 which open into the lower end of the shock absorber housing 416.

En første ringformet Bellville-trykkfjær 428 er inneklemt mellom en ringformet og oppovervendt skulder 429 på bæreren, og en ringformet nedovervendt skulder 430 i den avtrappede utboring 414 i sjokkopptagerhuset 416. En annen ringformet Bellville-fjær 432 er inneklemt mellom en ringformet oppovervendt skulder 434 i den avtrappede utboring 414 og undersiden av en skive 436 som er montert omkring den øvre ende av bæreren og holdes på plass ved hjelp av en låseskive 438 og en mutter 440 som er skrudd på den øvre ende av bæreren. A first annular Bellville compression spring 428 is sandwiched between an annular and upward facing shoulder 429 on the carrier, and an annular downward facing shoulder 430 in the stepped bore 414 in the shock receiver housing 416. A second annular Bellville spring 432 is sandwiched between an annular upward facing shoulder 434 in the stepped bore 414 and the underside of a washer 436 which is fitted around the upper end of the carrier and is held in place by a lock washer 438 and a nut 440 which is screwed onto the upper end of the carrier.

Et flytestempel 442 i et oljebadkammer 444 bærer et par av ringformede 0-ringer 445 i hvert sitt utovervendte ringformede spor 446 på utsiden av stempelet, således at disse 0-ringer danner en glidetetning mot innerveggen av den avtrappede utboring 414. En oljeplugg 448 er gjenget inn i en sentral skruegjenget utboring 450, som strekker seg gjennom hele flytestempelet. En 0-ring 452 i et ringformet spor 454 rundt oljepluggen danner en fluidtett pakning mot den øvre ende av utboringen 450. Området mellom 0-ringene 445 og den ringformede T-pakning 420 fylles med olje ved å fjerne oljepluggen 448 når utstyret er demontert på oversiden av sjokkopptagerhuset, evakuere området under flytestempelet og fylle dette med olje. Pluggen settes så på plass igjen, således at et oljebad i kammeret 444 opprettholdes omkring den listede bærer og Bellville-fjærene, som gjør tjeneste som sjokkopp-tager ved landingen av sammenstillingen, mens ventilen fungerer som beskrevet ovenfor for det viste apparat i fig. 1 - 5. A floating piston 442 in an oil bath chamber 444 carries a pair of annular 0-rings 445 in each of its outward-facing annular grooves 446 on the outside of the piston, so that these 0-rings form a sliding seal against the inner wall of the tapered bore 414. An oil plug 448 is threaded into a central screw-threaded bore 450, which extends through the entire floating piston. An 0-ring 452 in an annular groove 454 around the oil plug forms a fluid-tight seal against the upper end of the bore 450. The area between the 0-rings 445 and the annular T-seal 420 is filled with oil by removing the oil plug 448 when the equipment is disassembled on the upper side of the shock absorber housing, evacuate the area under the floating piston and fill this with oil. The plug is then replaced, so that an oil bath in the chamber 444 is maintained around the listed carrier and the Bellville springs, which serve as shock absorbers on the landing of the assembly, while the valve functions as described above for the apparatus shown in fig. 1 - 5.

Den nedre ende av forbiføringshuset 418 er skrudd inn i den øvre ende av sjokkopptagerhuset og lukker derved den øvre ende av den avtrappede utboring 414 i sjokkopptagerhuset. Det indre av den avtrappede utboring 414 i sjokkopptagerhuset 416 er forbundet over en tverråpning 460 med det ringformede mellomrom mellom utsiden av sjokkopptagerhuset og innsiden av borekravens underparti. Flytestempelet er således anordnet fritt bevegelig frem og tilbake etterhvert som bæreren forskyves i begge retninger i sjokkopptagerhuset under landing og drift av pulsgeneratorsammenstillingen. The lower end of the bypass housing 418 is screwed into the upper end of the shock absorber housing and thereby closes the upper end of the stepped bore 414 in the shock absorber housing. The interior of the stepped bore 414 in the shock absorber housing 416 is connected via a transverse opening 460 with the annular space between the outside of the shock absorber housing and the inside of the lower part of the drill collar. The floating piston is thus arranged to move freely back and forth as the carrier is displaced in both directions in the shock absorber housing during landing and operation of the pulse generator assembly.

Åpninger 462 som strekker seg oppover og innover i enden av Openings 462 extending upwardly and inwardly at the end of

forbiføringshuset forbinder et ringformet rom 463 mellom sammenstillingen og borekravens underparti med en sentral langsgående utboring 464 som munner ut i den øvre ende av for-biføringshuset, som er skrudd inn i den nedre ende av et sylinderformet ventilhus 466. En ringformet 0-ring 468 i et utovervendt ringformet spor 470 på utsiden av den øvre ende av forbiføringshuset 418 danner en fluidtett pakning mot innsiden av den nedre ende av ventilhuset 466. The bypass housing connects an annular space 463 between the assembly and the lower part of the drill collar with a central longitudinal bore 464 which opens into the upper end of the bypass housing, which is screwed into the lower end of a cylindrical valve housing 466. An annular O-ring 468 in an outward facing annular groove 470 on the outside of the upper end of the bypass housing 418 forms a fluid tight seal against the inside of the lower end of the valve housing 466.

En ringformet slitasjemansjett 472 danner en trang pasning omkring et mellomparti av ventilens forbiføringshus og er inneklemt mellom en oppovervendt ringformet skulder 474 på utsiden av forbiføringshuset og den nedre ende 476 av ventilhuset. En ringformet innsnevrer 480 er anordnet omkring og i avstand fra slitasjemansjetten og danner en trang pasning i den øvre ende av borekravens underparti. En utoverrettet ringformet flens 482 er utformet i ett stykke ved den øvre ende av innsnevreren og hviler mot oversiden av en ringformet An annular wear sleeve 472 forms a tight fit around a middle portion of the valve bypass housing and is sandwiched between an upward facing annular shoulder 474 on the outside of the bypass housing and the lower end 476 of the valve housing. An annular narrower 480 is arranged around and at a distance from the wear sleeve and forms a tight fit in the upper end of the lower part of the drill collar. An outwardly directed annular flange 482 is integrally formed at the upper end of the constriction and rests against the top of an annular

pakning 484 anordnet i den nedre ende av en gjenget kasseskjøt 486 ved den øvre ende av borekravens underparti. Den nedre ende av en borekrave (ikke vist) er skrudd inn i kasseskjøtens gjenger og klemmer innsnevreren mot pakningen i den stilling som er vist i fig. - 7. gasket 484 arranged in the lower end of a threaded box joint 486 at the upper end of the lower part of the drill collar. The lower end of a drill collar (not shown) is screwed into the threads of the box joint and clamps the restrictor against the gasket in the position shown in fig. - 7.

En ventilplugg 216 av samme art som ventilpluggen 216 iA valve plug 216 of the same type as the valve plug 216 i

fig. 4 er montert i ventilhuset 466 av samme konstruksjon som beskrevet for ventilhuset i fig. 4. Denne beskrivelse vil derfor ikke bli gjentatt her. Ventilinnløpsåpninger 230 strekker seg nedover og innover gjennom ventilhusets vegg og er av samme art som-de åpninger som er vist i fig. 2 og 4, og vil således heller ikke bli beskrevet her. Tilsvarende deler i fig. 7 er gitt samme henvisningstall som i fig. 4. fig. 4 is mounted in the valve housing 466 of the same construction as described for the valve housing in fig. 4. This description will therefore not be repeated here. Valve inlet openings 230 extend downwards and inwards through the wall of the valve housing and are of the same type as the openings shown in fig. 2 and 4, and thus will not be described here either. Corresponding parts in fig. 7 is given the same reference number as in fig. 4.

Arbeidsfunksjonen for ventilen i den viste pulsgeneratorsammenstilling i fig. 7 er av samme art som for den viste ventil i fig. 4, bortsett fra at ettersom ventilen åpnes og lukkes vil borefluid passere forbi omkring innsnevreren ved å strømme nedover og utover gjennom innløpsåpningene 462 samt mot innsiden av borekravens underparti 410. The working function of the valve in the shown pulse generator assembly in fig. 7 is of the same type as for the valve shown in fig. 4, except that as the valve is opened and closed, drilling fluid will pass around the constrictor by flowing downward and outward through the inlet openings 462 as well as towards the inside of the drill collar lower portion 410.

Utførelsen i fig. 7 er av enklere konstruksjon enn den som er vist i fig. 4, men denne utførelse i fig. 7 har den ulempe at den retter borefluid sideveis utover fra sammenstillingen i forhold til brønnens lengdeakse og således er gjenstand for noe mer vibrasjoner enn det arrangement som er vist i fig. 1, hvor utløpet fra ventilen er koaksialt med brønnens utboring. Da imidlertid ventilutløpet er anbragt forholdsvis nær den nedre ende av sammenstillingen, hvor denne er understøttet av basisplaten 55, vil vibrasjonsproblemet være meget mindre alvorlig enn ved tidligere kjente utførelser hvor ventilut-løpet er anbragt ved sammenstillingens øvre ende og i relativ lang avstand fra bæreren ved dens nedre ende. The embodiment in fig. 7 is of simpler construction than that shown in fig. 4, but this embodiment in fig. 7 has the disadvantage that it directs drilling fluid laterally outwards from the assembly in relation to the longitudinal axis of the well and is thus subject to somewhat more vibrations than the arrangement shown in fig. 1, where the outlet from the valve is coaxial with the bore of the well. However, since the valve outlet is placed relatively close to the lower end of the assembly, where this is supported by the base plate 55, the vibration problem will be much less serious than with previously known designs where the valve outlet is placed at the upper end of the assembly and at a relatively long distance from the carrier by its lower end.

En viktig fordel ved begge de viste utførelser i fig. 2 og 6 er at plasseringen av innsnevringen og ventilen nær den nedre ende av sammenstillingen innebærer at denne ikke behøver å være lenger enn nødvendig for å inneholde det påkrevede utstyr for sin drift, hvilket innebærer en betraktelig reduksjon av sammenstillingens totale lengde. I den viste utførelse i fig. 5 i US patentskrift 4.550.392 ligger f. eks. ventilen nær den øvre ende av pulsgeneratorsammenstillingen, mens innsnevringen er montert i en skjøt mellom to borekraveseksjoner. Den nedre ende av sammenstillingen er understøttet i et spesielt beslag som må anordnes i en spesiell borekravesek-sjon, eller eventuelt anbringes i den nærmest tilstøtende borekraveskjøt, hvilket normalt er omkring 9 m borte. I det sistnevnte tilfellet må sammenstillingen være omkring 9 m lang, uavhengig av om det foreligger behov for en sådan lengde. Ved det apparat som er vist i fig. 1 kan innsnevringen monteres i et flatt skoparti for å understøtte sammenstillingen ved dens nedre ende, og apparatsammenstillingen behøver bare å ha den lengdeutstrekning som er påkrevet for å romme det nødvendige utstyr for sin drift. I praksis betyr dette at apparatets lengde kan nedsettes fra en lengdeut strekning på omkring 9 m til omkring 5,5 m, hvilket i vesentlig grad nedsetter apparatets tendens til å vibrere, samt også reduserer det trykktap som påføres borefluidet når sammenstillingen befinner seg i borestrengen. An important advantage of both the embodiments shown in fig. 2 and 6 is that the location of the constriction and the valve near the lower end of the assembly means that this does not need to be longer than necessary to contain the required equipment for its operation, which implies a considerable reduction of the assembly's total length. In the embodiment shown in fig. 5 in US patent document 4,550,392 is, for example, the valve near the upper end of the pulse generator assembly, while the constriction is fitted in a joint between two drill collar sections. The lower end of the assembly is supported in a special fitting which must be arranged in a special drill collar section, or possibly placed in the nearest adjacent drill collar joint, which is normally around 9 m away. In the latter case, the assembly must be approximately 9 m long, regardless of whether there is a need for such a length. In the case of the apparatus shown in fig. 1, the constriction can be mounted in a flat shoe portion to support the assembly at its lower end, and the apparatus assembly need only have the length required to accommodate the necessary equipment for its operation. In practice, this means that the length of the device can be reduced from a lengthwise stretch of around 9 m to around 5.5 m, which significantly reduces the device's tendency to vibrate, and also reduces the pressure loss that is applied to the drilling fluid when the assembly is in the drill string.

En annen fordel ved det ventilarrangement som er vist i den angitte pulsgenerator i fig. 4 og 7 er at det ikke krever små åpninger for styreventildrift, og således kan tåle mer tapt sirkulasjonsmaterial i boreslammet enn de styreventiler som er vist i de angitte utførelser i US patentskrift 4.550.392. Another advantage of the valve arrangement shown in the indicated pulse generator in fig. 4 and 7 is that it does not require small openings for control valve operation, and thus can withstand more lost circulation material in the drilling mud than the control valves shown in the specified designs in US patent document 4,550,392.

Claims

1. Apparatus for sending information to a pressure pulse detector on the surface of the earth through drilling fluid in a borehole taken out in the earth's crust by means of a drill bit at the lower end of a drill string in the borehole and through which the drilling fluid is circulated to flow through the interior of the drill string, past the drill bit as well as into an annular space between the drill string and the borehole wall, characterized in that the device includes: - an elongate extendable assembly arranged to fit into the drill string near the drill bit, the assembly being provided with a bore with an inlet and an outlet and through which part of the drilling fluid flowing in the drill string can pass, and the assembly is further designed and arranged so that a first part of the drilling fluid that flows through the drill string and past the drill head can pass through the borehole, while another part of this drilling fluid can flow between the outside of the assembly and the drill string when the assembly is in the drill string, - equipment in the drill string and arranged near the drill bit to supporting the assembly near its lower end such that the assembly extends substantially in same direction as the drill string, - electronic equipment inside the assembly to produce a control signal in response to a certain condition down the borehole, and - valve equipment in the assembly and arranged to respond to the control signal by changing the flow rate of the drilling fluid through the borehole to thereby trigger a pressure pulse for propagation through the drilling fluid to the pressure pulse detector on the earth's surface, the valve equipment being placed closer to the lower end of the elongated assembly than its upper end.

2. Apparatus as stated in claim 1, characterized in that the assembly is arranged to be able to slide in and out of the drill string from its upper end to a place near the drill bit.

3. Apparatus as specified in claim 1 or 2, characterized in that the valve is located near the lower end of the assembly.

4. Apparatus as specified in claim 1 or 2, characterized in that the valve is arranged below the electronic equipment in the assembly.

5. y. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that it comprises a constrictor between the outside of the assembly and the inside of the drill string, and placed between the inlet and outlet of the borehole, thereby creating a pressure drop in the drilling fluid that flows past the constrictor.

6. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that the outlet of the borehole emits fluid in a direction essentially parallel to the longitudinal axis of the drill string.

7. Apparatus as specified in claim 1 or 2, characterized in that the outlet of the valve emits fluid mainly in the same direction as the longitudinal axis of the drill string.

8. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that the inlet of the drilling comprises several openings arranged around the circumference of the assembly and elongated in the direction of the longitudinal axis of the drill string.

9. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that it comprises a valve seat arranged in the bore, a valve plug arranged to be moved into and out of contact with the valve seat in response to the control signal, as well as equipment for setting the position of the valve seat in the longitudinal direction in relation to the assembly's longitudinal axis.

10. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that it comprises a valve seat in the bore between its inlet and outlet, a valve plug mounted for movement in the longitudinal direction inside the assembly into and out of contact with the valve seat, a stepper motor with a rotatable drive shaft substantially parallel to the longitudinal axis of the assembly, as well as equipment for connecting the stepper motor drive shaft to the valve plug and arranged to transfer the rotary motion of the stepper motor drive shaft into a rectilinear motion which causes the valve plug to be displaced longitudinally toward and away from the valve seat in response to the control signal.

11. Apparatus as specified in claim 5, characterized in that it includes equipment for mounting the narrower in the drill string, as well as equipment on the narrower to receive and support the assembly.

12. Apparatus as specified in claim 11, characterized in that it includes equipment for locking the narrower in the intended position in relation to the drill string.

13- Apparatus as stated in claim 12, characterized in that it comprises orientation equipment in the assembly and the narrower for bringing the assembly to and holding it in a fixed position in relation to the narrower.

14. Apparatus as stated in claim 11, characterized in that it comprises several nozzles along the circumference of the narrower and around the assembly, each nozzle having a section that converges downwards and inwards, and the outlet from each nozzle is arranged to direct fluid in a direction which is mainly parallel to the longitudinal axis of the assembly.

15. Apparatus as stated in claim 14, characterized in that the outlets of the nozzles are mainly in one and the same plane.

16. Apparatus as stated in claim 15, characterized in that said plane is mainly perpendicular to the longitudinal axis of the drill string.

17„. Apparatus as specified in claim 11, characterized in that it comprises shock absorber equipment between the assembly and the narrower.

18. Apparatus as stated in claim 17, characterized in that the shock absorber equipment comprises a pressure spring mounted on the narrower for engagement with the assembly.

19- Apparatus as stated in claim 17, characterized in that the shock absorber equipment comprises a pressure spring mounted on the assembly for engagement with the narrower.

20. Apparatus as stated in claim 11, characterized in that the lower end of the assembly comprises a tapered tip which is offset laterally from the longitudinal axis of the assembly, while the narrower has a bore to receive the lower end of the assembly.

21. Apparatus as set forth in claim 11, characterized in that the narrower is annular and comprises a central opening with a downward and inward sloping inlet.

22. Apparatus as stated in claim 21, characterized in that the outer diameter of the assembly and the inner diameter of the drill string on the upper side of the constrictor are determined and designed to prevent the lower end of the assembly from moving transversely outside the limits of the upper end of the inlet to the central opening extending through the constrictor.

23. Apparatus as set forth in claim 20, characterized in that the offset tip on the assembly's lower end is chamfered on its outside in a downward and inward direction when the assembly is in the drill string.

24. Apparatus as specified in claim 5, characterized in that it comprises a removable wear sleeve arranged around the assembly in the vicinity of the narrower.

25. Apparatus as stated in claim 1 or 2, characterized in that it comprises an annular base plate mounted in the drill string to receive and hold the lower end of the assembly.

26. Apparatus as set forth in claim 25, characterized in that the base plate comprises an outwardly directed flange around its circumference and arranged to rest on the upper end of a drill string section, the upper side of the flange being designed to receive the lower end of another section of the drill string, so that the base plate is firmly clamped in position in the drill string, while an intermediate part of the base plate is equipped with openings to allow drilling fluid to flow past the pka.

27. Apparatus for sending information to a pressure pulse detector on the surface of the earth through drilling fluid in a borehole drilled into the earth's crust with a drill bit at the lower end of a drill string in the borehole and through which the drilling fluid is circulated to flow through the interior of the drill string, past the drill bit and into an annular space between the drill string and the borehole wall, characterized in that the device includes: - an elongated assembly designed to fit into the drill string near the drill bit, the assembly having a bore with inlet and outlet as part of the drilling fluid that flows in. the drill string and past the drill bit can pass through, and the assembly is further carried out and designed so that a first part of the drilling fluid that flows through the drill string and past the drill head can pass through the borehole, while another part of the drilling fluid can flow between the outside of the assembly and the drill string when the assembly located in the drill string, - a carrier in the drill string and near the drill head to support the assembly near its lower end and in such a way that the assembly extends in substantially the same direction as the drill string, - electronic equipment in the assembly and arranged to produce a control signal in response to a certain condition down the borehole, - valve equipment in the assembly and arranged to respond to the control signal by changing the quantity flow of drilling fluid through the borehole to thereby trigger a pressure pulse through the drilling fluid to the pressure pulse detector on the earth's surface, and - shock absorption equipment between the assembly and the carrier to absorb shock applied to the assembly when the valve is operating.

28. Apparatus as stated in claim 27, characterized in that the shock absorber equipment comprises a pressure spring mounted on the carrier for engagement with the assembly.

29. Apparatus as stated in claim 27, characterized in that the shock absorber equipment comprises a compression spring mounted on the assembly for engagement with the carrier.