RU2017133420A - Система гидроимпульсной скважинной телеметрии, включающая в себя генератор импульсов, для передачи информации по бурильной колонне - Google Patents

Система гидроимпульсной скважинной телеметрии, включающая в себя генератор импульсов, для передачи информации по бурильной колонне Download PDF

Info

Publication number
RU2017133420A
RU2017133420A RU2017133420A RU2017133420A RU2017133420A RU 2017133420 A RU2017133420 A RU 2017133420A RU 2017133420 A RU2017133420 A RU 2017133420A RU 2017133420 A RU2017133420 A RU 2017133420A RU 2017133420 A RU2017133420 A RU 2017133420A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
rotor
rotation
channel
pulse generator
generator according
Prior art date
Application number
RU2017133420A
Other languages
English (en)
Inventor
Джейсон Р. БАРБЕЛИ
Original Assignee
ЭйПиЭс ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЭйПиЭс ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК. filed Critical ЭйПиЭс ТЕКНОЛОДЖИ, ИНК.
Publication of RU2017133420A publication Critical patent/RU2017133420A/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E21B47/24—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by positive mud pulses using a flow restricting valve within the drill pipe
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling

Landscapes

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

Claims (88)

1. Вращающийся генератор импульсов, выполненный с возможностью установки в бурильной колонне, через которую проходит буровой раствор, содержащий:
кожух, выполненный с возможностью закрепления во внутреннем канале бурильной колонны;
статор, поддерживаемый кожухом, причем статор включает в себя конец со стороны устья, конец со стороны забоя, отнесенный от конца со стороны устья, и по меньшей мере один канал, который проходит от конца со стороны устья до конца со стороны забоя;
смежный с концом статора со стороны забоя ротор, выполненный с возможностью поворота для избирательного блокирования по меньшей мере одного канала;
соединенный c ротором двигательный узел, выполненный с функциональной возможностью вращeния ротора относительно статора; и
контроллер, выполненный с возможностью приема сигнала, несущего информацию, и в ответ на прием сигнала, обеспечивать вращение двигательным узлом ротора в первом направлении вращения в течение цикла вращения для:
поворота ротора из первого положения, где ротор не блокирует по меньшей мере один канал, во второе положение, где ротор блокирует по меньшей мере один канал; и
поворота ротора из второго положения в третье положение, где ротор не блокирует по меньшей мере один канал,
при этом поворот ротора в течение цикла вращения, когда буровой раствор проходит через бурильную колонну, генеририрует импульс давления в буровом растворе.
2. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором контроллер, выполнен с возможностью обеспечивать удержание двигательным узлом ротора на некоторое время во втором положении.
3. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором по меньшей мере один канал не блокируется ротором в третьем положении.
4. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором по меньшей мере один канал по меньшей мере частично блокируется ротором в третьем положении.
5. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором цикл вращения является первым циклом вращения, и импульс давления является первым импульсом давления, при этом контроллер выполнен с возможностью обеспечивать вращение двигательным узлом ротора во втором направлении вращения, противоположном первому направлению вращения, через второй цикл вращения для:
поворота ротора из третьего положения во второе положение во втором направлении вращения; и
поворота ротора из второго положения в первое положение во втором направлении вращения,
при этом вращение ротора через второй цикл вращения, когда буровой раствор проходит через бурильную колонну, генеририрует второй импульс давления.
6. Вращающийся генератор импульсов по п. 5, в котором контроллер, выполнен с возможностью обеспечивать повторяющееся вращeние ротора через первый цикл вращения и второй цикл вращения для генерирования последовательности первого и второго импульсов давления, при этом последовательность первого и второго импульсов давления несут кодированную информацию.
7. Вращающийся генератор импульсов по п. 5, в котором контроллер выполнен с возможностью обеспечивать удержание двигательным узлом ротора во втором положении второй период времени.
8. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором цикл вращения является первым циклом вращения, и импульс давления является первым импульсом давления, при этом контроллер выполнен с возможностью обеспечивать вращение двигательным узлом ротора во втором направлении вращения, противоположном первому направлению вращения через второй цикл вращения для:
поворота ротора из третьего положения во второе положение во втором направлении вращения; и
поворота ротора из второго положения в четвертое положение, которое находится между первым положением и вторым положением, во втором направлении вращения,
при этом вращение ротора через второй цикл вращения, когда буровой раствор проходит через бурильную колонну, генеририрует второй импульс давления в буровом растворе.
9. Вращающийся генератор импульсов по п. 8, в котором контроллер выполнен с возможностью обеспечивать удержание двигательным узлом ротора во втором положении второй период времени.
10. Вращающийся генератор импульсов по п. 8, в котором контроллер выполнен с возможностью обеспечивать повторяющееся вращeние ротора через первый цикл вращения и второй цикл вращения для генерирования последовательности первого импульса давления и второго импульса давления, где последовательность первого импульса давления и второго импульса давления несет кодированную информацию.
11. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, в котором ротор отнесен от статора в аксиальном направлении, и ротор включает в себя по меньшей мере одну лопасть, которая проходит наружу в радиальном направлении перпендикулярно аксиальному направлению,
при этом по меньшей мере один лопасть расположена a) отведенной от по меньшей мере одного канала, когда ротор занимает первое положение и третье положение, и b) расположена совпадающей по меньшей мере с одним каналом в аксиальном направлении, когда ротор находится во втором положении.
12. Вращающийся генератор импульсов по п. 11, в котором по меньшей имеется не одна лопасть, а четыре лопасти и не один канал, а четыре канала.
13. Вращающийся генератор импульсов по п. 11, в котором по меньшей имеется не одна лопасть, а восемь лопастей и не один канал, а восемь каналов.
14. Вращающийся генератор импульсов по п. 2, в котором период времени составляет около 2,0 секунд.
15. Вращающийся генератор импульсов по п. 1, дополнительно содержащий источник электропитания двигательного узла, при этом двигательный узел потребляет не больше около 6,0 джоулей из источника электропитания для вращeния ротора в течение цикла вращения для генерирования импульса давления.
16. Вращающийся генератор импульсов, выполненный с возможностью установки в бурильной колонне, имеющей внутренний канал, содержащий:
кожух, выполненный с возможностью закрепления во внутреннем канале бурильной колонны;
статор, поддерживаемый кожухом, причем статор включает в себя конец со стороны устья, конец со стороны забоя, отнесенный от конца со стороны устья, и по меньшей мере один канал, который проходит от конца со стороны устья до конца со стороны забоя;
ротор, смежный с концом статора со стороны забоя;
соединенный c ротором двигательный узел, при этом двигательный узел выполнен с функциональной возможностью вращeния ротора относительно статора для избирательно блокирования по меньшей мере одного канала; и
источник электропитания, выполненный с возможностью подачи энергии в двигательный узел;
контроллер, выполненный с возможностью принимать сигнал, который несет информацию, и в ответ на прием сигнала, обеспечивать вращение двигательным узлом ротора в первом направлении вращения в течение цикла вращения для генерирования импульса давления в буровом растворе, проходящем через внутренний канал бурильной колонны,
при этом цикл вращения включает в себя промежуточную фазу, где ротор блокирует поток бурового раствора, проходящего через по меньшей мере один канал,
при этом двигательный узел потребляет не больше около 6,0 джоулей из источника электропитания для поворота при вращении ротора в течение цикла вращения для генерирования импульса давления.
17. Вращающийся генератор импульсов по п. 16, в котором цикл вращения является первым циклом вращения, импульс давления является первым импульсом давления, и промежуточная фаза является первой промежуточной фазой, при этом контроллер, выполнен с возможностью обеспечивать вращение двигательным узлом ротора во втором направлении вращения через второй цикл вращения для генерирования второго импульса давления в буровом растворе, и второй цикл вращения включает в себя вторую промежуточную фазу, где ротор блокирует поток бурового раствора, проходящий через по меньшей мере один канал.
18. Вращающийся генератор импульсов по п. 17, в котором контроллер, выполнен с возможностью обеспечивать повторяющееся вращeние ротора через первый цикл вращения и второй цикл вращения для генерирования последовательности первого и второго импульсов давления, когда буровой раствор проходит через бурильную колонну, и кожух закреплен во внутреннем канале бурильной колонны.
19. Вращающийся генератор импульсов по п. 17, в котором первый цикл вращения включает в себя:
поворот ротора из первого положения, где ротор не блокирует по меньшей мере один канал, во второе положение, где ротор блокирует по меньшей мере один канал;
промежуточную фазу где вращение ротора поддерживается во втором положении первый период времени; и
поворот ротора из второго положения в третье положение в первом направлении вращения.
20. Вращающийся генератор импульсов по п. 19, в котором по меньшей мере один канал не блокируется ротором в третьем положении.
21. Вращающийся генератор импульсов по п. 19, в котором по меньшей мере один канал по меньшей мере частично блокируется ротором в третьем положении.
22. Вращающийся генератор импульсов по п. 19, в котором второй цикл вращения включает в себя:
поворот ротора из третьего положения во второе положение;
промежуточную фазу, где поворот ротора во втором положении во второй период времени; и
поворот ротора из второго положения в первое положение.
23. Вращающийся генератор импульсов по п. 19, в котором второй цикл вращения включает в себя:
поворот ротора из третьего положения во второе положение;
промежуточную фазу, где поворот ротора во втором положении во второй период времени; и
поворот ротора из второго положения в четвертое положение, которое находится между первым положением и вторым положением.
24. Вращающийся генератор импульсов по п. 19, в котором ротор отнесен от статора в аксиальном направлении, и ротор включает в себя по меньшей мере одну лопасть, которая проходит наружу в радиальном направлении перпендикулярно аксиальному направлению, при этом по меньшей одна лопасть, a) отведена от по меньшей мере одного канала, когда ротор занимает первое положение и третье положение, и b) расположена совпадающей по меньшей мере с одним каналом в аксиальном направлении, когда ротор находится во втором положении.
25. Вращающийся генератор импульсов по п. 24, в котором имеется не один канал, а восемь каналов, и по меньшей мере не одна лопасть, а восемь лопастей.
26. Способ передачи информации с места на забое скважины по бурильной колонне, выполняющей ствол скважины в горной породе, к поверхности горной породы, в котором осуществляют:
подачу бурового раствора через протяженный канал бурильной колонны в направлении к забою скважины к вращающемуся генератору импульсов, смонтированному в бурильной колонне, в протяженном канале, причем вращающийся генератор импульсов включает в себя статор, по меньшей мере с одним каналом, и ротор, смежный с концом статора со стороны забоя, причем ротор включает в себя по меньшей мере одну лопасть;
поворот ротора в первом направлении вращения относительно статора из первого положения, где ротор обеспечивает буровому раствору проход через по меньшей мере один канал, во второе положение, где ротор блокирует проход бурового раствора через по меньшей мере один канал; и
дополнительный поворот ротора в первом направлении вращения из второго положения в третье положение, где ротор обеспечивает буровому раствору проход через по меньшей мере один канал,
при этом поворот ротора в первом направлении вращения из первого положения в третье положение генеририрует импульс давления в буровом растворе, котрый несет информацию.
27. Способ по п. 26, дополнительно содержащий:
получение информации с датчика установленного в забойном участке бурильной колонны.
28. Способ по п. 26, дополнительно содержащий: поддержание ротора во втором положении некоторое время.
29. Способ по п. 28, в котором период времени является первым периодом времени, и способ дополнительно содержит:
поворот ротора во втором направлении вращения из третьего положения во второе положение, при этом второе направление вращения является противоположным первому направлению вращения;
поддержание ротора во втором положении второй период времени; и
поворот ротора во втором направлении вращения из второго положения в первое положение,
при этом повторяющиеся повороты ротора между первым положением и третьим положением генеририруют последовательности импульсов давления, которые несут информацию.
30. Способ по п. 28, в котором период времени является первым периодом времени, и способ дополнительно содержит:
поворот ротора во втором направлении вращения из третьего положения во второе положение, при этом второе направление вращения является противоположным первому направлению вращения;
поддержание ротора во втором положении второй период времени; и
поворот ротора во втором направлении вращения из второго положения в четвертое положение, находящееся между первым положением и вторым положением,
при этом повторяющиеся повороты ротора генеририрует последовательности импульсов давления, которые несут информацию.
31. Способ по п. 26, дополнительно содержащий:
получение информации по бурению с датчика, установленного в бурильной колонне;
передачу сигнала, содержащего информацию, на контроллер;
определение посредством контроллера длины волны сигнала; и определение посредством контроллера периода времени, который соответствует длине волны сигнала.
32. Способ по п. 29, в котором поворот ротора из первого положения во второе положение включает в себя поворот ротора на первую угловую величину между около 10 градусов и около 50 градусов.
33. Способ по п. 32, поворот ротора из второго положения в третье положение в первом направлении вращения включает в себя поворот ротора на вторую угловую величину между около 10 градусов и около 50 градусов.
34. Способ по п. 33, в котором поворот ротора из третьего положения во второе положение во втором направлении вращения включает в себя поворот ротора на вторую угловую величину.
35. Способ по п. 34, в котором поворот ротора из второго положения в первое положение включает в себя поворот ротора на первую угловую велиину.
36. Способ по п. 32, в котором имеется не один канал, а четыре канала, и по меньшей имеется не одна лопасть, а четыре лопасти, при этом первая угловая величина составляет около 45 градусов, и вторая угловая величина составляет около 45 градусов.
37. Способ по п. 32, в котором имеется не один канал, а восемь каналов, и по меньшей мере не одна лопасть, а восемь лопастей, при этом первая угловая величина составляет около 22,5 градусов, и вторая угловая величина составляет около 22,5 градусов.
38. Способ по п. 26, в котором не больше около 6,0 джоулей требуется для вращeния ротора для генерирования импульса давления.
39. Способ по п. 26, в котором ротор частично блокирует проход бурового раствора через по меньшей мере один канал в третьем положении.
40. Способ по п. 26, в котором ротор не блокирует проход бурового раствора через по меньшей мере один канал в третьем положении.
RU2017133420A 2016-11-07 2017-09-26 Система гидроимпульсной скважинной телеметрии, включающая в себя генератор импульсов, для передачи информации по бурильной колонне RU2017133420A (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/345,380 US10465506B2 (en) 2016-11-07 2016-11-07 Mud-pulse telemetry system including a pulser for transmitting information along a drill string
US15/345,380 2016-11-07

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2017133420A true RU2017133420A (ru) 2019-03-26

Family

ID=60664670

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017133420A RU2017133420A (ru) 2016-11-07 2017-09-26 Система гидроимпульсной скважинной телеметрии, включающая в себя генератор импульсов, для передачи информации по бурильной колонне

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10465506B2 (ru)
CN (1) CN108071386B (ru)
CA (1) CA2977477C (ru)
GB (1) GB2556463A (ru)
RU (1) RU2017133420A (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2786461C1 (ru) * 2020-05-28 2022-12-21 Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед Способ и устройство для управления генератором гидроимпульсов, и способ определения уравнения, управляющего вращением ротора генератора гидроимпульсов

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11339649B2 (en) * 2018-07-16 2022-05-24 Baker Hughes Holdings Llc Radial shear valve for mud pulser
CN109339770B (zh) * 2018-09-29 2020-08-04 中国石油大学(华东) 一种振荡剪切阀定、转子端面结构设计方法及振荡剪切阀
US11913327B2 (en) * 2019-10-31 2024-02-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole rotating connection
CN114829741A (zh) * 2019-12-18 2022-07-29 贝克休斯油田作业有限责任公司 用于泥浆脉冲遥测的振荡剪切阀及其操作
CN111236930B (zh) * 2020-01-17 2020-11-10 中国科学院地质与地球物理研究所 一种剪切式泥浆脉冲发生装置
CN113482606B (zh) * 2021-05-14 2023-09-22 西南石油大学 井下信号接收及发射装置
US11982181B2 (en) * 2021-11-19 2024-05-14 Rime Downhole Technologies, Llc Pulser cycle sweep method and device

Family Cites Families (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2973505A (en) 1954-10-18 1961-02-28 Dresser Ind Method and apparatus for earth borehole investigating and signaling
US2901685A (en) 1954-10-18 1959-08-25 Dresser Ind Apparatus for earth borehole investigating and signaling
US2964116A (en) 1955-05-26 1960-12-13 Dresser Ind Signaling system
US4007805A (en) 1960-01-29 1977-02-15 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Cavity producing underwater sound source
US3065416A (en) 1960-03-21 1962-11-20 Dresser Ind Well apparatus
US3302457A (en) 1964-06-02 1967-02-07 Sun Oil Co Method and apparatus for telemetering in a bore hole by changing drilling mud pressure
US3309656A (en) 1964-06-10 1967-03-14 Mobil Oil Corp Logging-while-drilling system
US3693428A (en) 1970-07-24 1972-09-26 Jean Pierre Le Peuvedic Hydraulic control device for transmitting measuring values from the bottom of a well to the surface as pressure pulses through the drilling mud
US3742443A (en) 1970-07-27 1973-06-26 Mobil Oil Corp Apparatus for improving signal-to-noise ratio in logging-while-drilling system
US3736558A (en) 1970-07-30 1973-05-29 Schlumberger Technology Corp Data-signaling apparatus for well drilling tools
US3713089A (en) 1970-07-30 1973-01-23 Schlumberger Technology Corp Data-signaling apparatus ford well drilling tools
US3732728A (en) 1971-01-04 1973-05-15 Fitzpatrick D Bottom hole pressure and temperature indicator
US3739331A (en) 1971-07-06 1973-06-12 Mobil Oil Corp Logging-while-drilling apparatus
US3737843A (en) 1971-12-09 1973-06-05 Aquitaine Petrole Hydraulically controlled device for modulating the mud
US3764970A (en) 1972-06-15 1973-10-09 Schlumberger Technology Corp Well bore data-transmission apparatus with debris clearing apparatus
US3764968A (en) 1972-06-15 1973-10-09 Schlumberger Technology Corp Well bore data transmission apparatus with debris clearing apparatus
US3764969A (en) 1972-06-15 1973-10-09 Schlumberger Technology Corp Well bore data - transmission apparatus with debris clearing apparatus
US3770006A (en) 1972-08-02 1973-11-06 Mobil Oil Corp Logging-while-drilling tool
US3958217A (en) 1974-05-10 1976-05-18 Teleco Inc. Pilot operated mud-pulse valve
USRE30055E (en) 1974-05-15 1979-07-24 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for transmitting well bore data
US3964556A (en) 1974-07-10 1976-06-22 Gearhart-Owen Industries, Inc. Downhole signaling system
US4078620A (en) 1975-03-10 1978-03-14 Westlake John H Method of and apparatus for telemetering information from a point in a well borehole to the earth's surface
US4351037A (en) 1977-12-05 1982-09-21 Scherbatskoy Serge Alexander Systems, apparatus and methods for measuring while drilling
US5113379A (en) 1977-12-05 1992-05-12 Scherbatskoy Serge Alexander Method and apparatus for communicating between spaced locations in a borehole
US5079750A (en) 1977-12-05 1992-01-07 Scherbatskoy Serge Alexander Method and apparatus for transmitting information in a borehole employing discrimination
DE3113749C2 (de) 1981-04-04 1983-01-05 Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah Vorrichtung zur Fernübertragung von Informationen aus einem Bohrloch zur Erdoberfläche während des Betriebs eines Bohrgerätes
US4462469A (en) 1981-07-20 1984-07-31 Amf Inc. Fluid motor and telemetry system
US4628495A (en) 1982-08-09 1986-12-09 Dresser Industries, Inc. Measuring while drilling apparatus mud pressure signal valve
US4790393A (en) 1983-01-24 1988-12-13 Nl Industries, Inc. Valve for drilling fluid telemetry systems
US4734892A (en) 1983-09-06 1988-03-29 Oleg Kotlyar Method and tool for logging-while-drilling
US4785300A (en) 1983-10-24 1988-11-15 Schlumberger Technology Corporation Pressure pulse generator
NO844026L (no) 1983-10-24 1985-04-25 Schlumberger Technology Corp Trykkpulsgenerator
US4585401A (en) 1984-02-09 1986-04-29 Veesojuzny Ordena Trudovogo Krasnogo Znameni Naucho-Issle Multistage helical down-hole machine with frictional coupling of working elements, and method therefor
US4630244A (en) 1984-03-30 1986-12-16 Nl Industries, Inc. Rotary acting shear valve for drilling fluid telemetry systems
DE3428931C1 (de) 1984-08-06 1985-06-05 Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah Vorrichtung zur Fernuebertragung von Informationen aus einem Bohrloch zur Erdoberflaeche waehrend des Betriebs eines Bohrgeraetes
CA1268052A (en) 1986-01-29 1990-04-24 William Gordon Goodsman Measure while drilling systems
US5073877A (en) 1986-05-19 1991-12-17 Schlumberger Canada Limited Signal pressure pulse generator
US4847815A (en) 1987-09-22 1989-07-11 Anadrill, Inc. Sinusoidal pressure pulse generator for measurement while drilling tool
GB2214541B (en) 1988-01-19 1991-06-26 Michael King Russell Signal transmitters
US4992997A (en) 1988-04-29 1991-02-12 Atlantic Richfield Company Stress wave telemetry system for drillstems and tubing strings
US4856595A (en) 1988-05-26 1989-08-15 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
US4796699A (en) 1988-05-26 1989-01-10 Schlumberger Technology Corporation Well tool control system and method
GB9101576D0 (en) 1991-01-24 1991-03-06 Halliburton Logging Services Downhole tool
DE4126249C2 (de) 1991-08-08 2003-05-22 Prec Drilling Tech Serv Group Telemetrieeinrichtung insbesondere zur Übertragung von Meßdaten beim Bohren
US5189645A (en) 1991-11-01 1993-02-23 Halliburton Logging Services, Inc. Downhole tool
US5215152A (en) 1992-03-04 1993-06-01 Teleco Oilfield Services Inc. Rotating pulse valve for downhole fluid telemetry systems
US5357483A (en) 1992-10-14 1994-10-18 Halliburton Logging Services, Inc. Downhole tool
US5517464A (en) 1994-05-04 1996-05-14 Schlumberger Technology Corporation Integrated modulator and turbine-generator for a measurement while drilling tool
US5586084A (en) 1994-12-20 1996-12-17 Halliburton Company Mud operated pulser
US5787052A (en) 1995-06-07 1998-07-28 Halliburton Energy Services Inc. Snap action rotary pulser
US5636178A (en) 1995-06-27 1997-06-03 Halliburton Company Fluid driven siren pressure pulse generator for MWD and flow measurement systems
US5691712A (en) 1995-07-25 1997-11-25 Schlumberger Technology Corporation Multiple wellbore tool apparatus including a plurality of microprocessor implemented wellbore tools for operating a corresponding plurality of included wellbore tools and acoustic transducers in response to stimulus signals and acoustic signals
US6219301B1 (en) 1997-11-18 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation Pressure pulse generator for measurement-while-drilling systems which produces high signal strength and exhibits high resistance to jamming
US6289998B1 (en) 1998-01-08 2001-09-18 Baker Hughes Incorporated Downhole tool including pressure intensifier for drilling wellbores
US6105690A (en) 1998-05-29 2000-08-22 Aps Technology, Inc. Method and apparatus for communicating with devices downhole in a well especially adapted for use as a bottom hole mud flow sensor
US6244844B1 (en) 1999-03-31 2001-06-12 Emerson Electric Co. Fluid displacement apparatus with improved helical rotor structure
US6469637B1 (en) * 1999-08-12 2002-10-22 Baker Hughes Incorporated Adjustable shear valve mud pulser and controls therefor
US6714138B1 (en) * 2000-09-29 2004-03-30 Aps Technology, Inc. Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
GB2407598B (en) 2000-09-29 2005-06-22 Aps Technology Inc Method and apparatus for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
US6626253B2 (en) * 2001-02-27 2003-09-30 Baker Hughes Incorporated Oscillating shear valve for mud pulse telemetry
US6755248B2 (en) 2002-03-28 2004-06-29 Baker Hughes Incorporated One trip through tubing window milling apparatus and method
US7997380B2 (en) 2004-06-22 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Low frequency acoustic attenuator
US7327634B2 (en) 2004-07-09 2008-02-05 Aps Technology, Inc. Rotary pulser for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
US20060215491A1 (en) * 2005-03-21 2006-09-28 Hall Brent S System and method for transmitting information through a fluid medium
US20060283632A1 (en) 2005-06-17 2006-12-21 Aps Technology, Inc. System and method for acquiring information during underground drilling operations
US7735579B2 (en) * 2005-09-12 2010-06-15 Teledrift, Inc. Measurement while drilling apparatus and method of using the same
US7468679B2 (en) 2005-11-28 2008-12-23 Paul Feluch Method and apparatus for mud pulse telemetry
CA2629835C (en) 2008-04-24 2010-07-13 Paul Feluch Method and apparatus for mud pulse telemetry
US8485264B2 (en) 2009-03-12 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Multi-stage modulator
GB0916808D0 (en) 2009-09-24 2009-11-04 Mcgarian Bruce A method and apparatus for commumicating with a device located in a borehole
US8733469B2 (en) 2011-02-17 2014-05-27 Xtend Energy Services, Inc. Pulse generator
US9057245B2 (en) 2011-10-27 2015-06-16 Aps Technology, Inc. Methods for optimizing and monitoring underground drilling
BR112014011500A2 (pt) 2011-11-14 2017-05-09 Halliburton Energy Services Inc conjunto e método para produzir pulsos de dado em um fluido de perfuração, e, mecanismo de válvula
US9238965B2 (en) 2012-03-22 2016-01-19 Aps Technology, Inc. Rotary pulser and method for transmitting information to the surface from a drill string down hole in a well
WO2014071514A1 (en) * 2012-11-06 2014-05-15 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator and method of using same
CA2898491C (en) 2012-11-06 2017-11-07 Evolution Engineering Inc. Measurement while drilling fluid pressure pulse generator
US9133950B2 (en) 2012-11-07 2015-09-15 Rime Downhole Technologies, Llc Rotary servo pulser and method of using the same
US9840910B2 (en) 2014-06-25 2017-12-12 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
WO2016127252A1 (en) 2015-02-10 2016-08-18 Evolution Engineering Inc. Method and apparatus for determining rotor position in a fluid pressure pulse generator
US9540926B2 (en) 2015-02-23 2017-01-10 Aps Technology, Inc. Mud-pulse telemetry system including a pulser for transmitting information along a drill string

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2786461C1 (ru) * 2020-05-28 2022-12-21 Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед Способ и устройство для управления генератором гидроимпульсов, и способ определения уравнения, управляющего вращением ротора генератора гидроимпульсов

Also Published As

Publication number Publication date
US20180128099A1 (en) 2018-05-10
CA2977477C (en) 2023-09-26
CA2977477A1 (en) 2018-05-07
GB2556463A (en) 2018-05-30
US10465506B2 (en) 2019-11-05
CN108071386B (zh) 2023-12-05
CN108071386A (zh) 2018-05-25
GB201718190D0 (en) 2017-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2017133420A (ru) Система гидроимпульсной скважинной телеметрии, включающая в себя генератор импульсов, для передачи информации по бурильной колонне
RU2164999C2 (ru) Забойный двигатель, бурильное устройство и буровая установка
RU2581616C2 (ru) Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя
RU2607003C1 (ru) Забойное генерирующее импульсы устройство
US10669843B2 (en) Dual rotor pulser for transmitting information in a drilling system
SA517380913B1 (ar) مولد قدرة أسفل البئر بالتدفق المستعرض
US9091123B2 (en) Method and apparatus for creating a pressure pulse in drilling fluid to vibrate a drill string
NO344377B1 (no) Nedihulls effektgenerator og fremgangsmåte
RU2618535C2 (ru) Способ контроля направления вращательной управляемой буровой компоновки с использованием каналов с переменным потоком флюида
BR102013004431A8 (pt) Junta universal com fio ou portada para motor de perfuração de poço abaixo
CN101949287A (zh) 基于钻井液连续压力波技术的井下随钻测量数据调制方法及装置
US20190234183A1 (en) High Signal Strength Mud Siren for MWD Telemetry
RU2622417C1 (ru) Скважинный прибор и способ увеличения давления и скорости потока текучей среды в кольцевом пространстве
AU2015264417A1 (en) System and method for controlled slip connection
CN106639882A (zh) 一种滑动钻进模式下的随钻微扩眼器
US10145239B1 (en) Flow modulator for use in a drilling system
BR112022011611A2 (pt) Válvula de cisalhamento oscilante para telemetria de pulso de lama e operação da mesma
CN108374636B (zh) 一种钻井用双摆提速钻具
CA2629835A1 (en) Method and apparatus for mud pulse telemetry
RU2671376C1 (ru) Способ и устройство для генерирования импульсов в столбе флюида
SU406002A1 (ru)
FR2184342A5 (en) Hydraulic motor (turbine) - for driving drill bit indrilling boreholes
UA129396U (uk) Випрямляч стовбура свердловини
RU2424414C2 (ru) Способ бурения нефтяных и газовых скважин
SU1330297A1 (ru) Устройство дл изменени азимута ствола скважины

Legal Events

Date Code Title Description
FA93 Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination)

Effective date: 20200928