RU2456446C1 - Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении - Google Patents
Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456446C1 RU2456446C1 RU2010152874/03A RU2010152874A RU2456446C1 RU 2456446 C1 RU2456446 C1 RU 2456446C1 RU 2010152874/03 A RU2010152874/03 A RU 2010152874/03A RU 2010152874 A RU2010152874 A RU 2010152874A RU 2456446 C1 RU2456446 C1 RU 2456446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill
- bit
- amplitude
- turbo
- spectrum
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения. Техническим результатом является повышение надежности контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении. Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении скважины оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, буровым шлангом, гусаком, вертлюгом, бурильной колонной, турбобуром, долотом, с дополнительно размещенными наземным режекторным фильтром в нагнетательной линии бурового насоса, акустическим вращающимся режекторным фильтром, жестко связанным через вал турбобура с турбобуром и долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой между вертлюгом с гусаком и буровым шлангом. Включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур, которая по нагнетательной линии, по бурильной колонне от бурового насоса поступает к турбинным лопаткам турбобура и приводит во вращение вал турбобура, жестко связанного с долотом. При этом осуществляют преобразование полосы частот в спектре, генерируемом буровым насосом, наземным режекторным фильтром, размещенным в нагнетательной линии, генерирование широкополосного спектра звука с постоянной амплитудой турбинными лопатками, генерирование широкополосного спектра звука ударами зубьев шарошек о горную породу, с изменяющейся амплитудой, зависящей от нагрузки на долото, преобразование полосы частот по амплитуде из суммарного спектра звука, состоящего из спектров, генерируемых турбинными лопатками и ударами з�
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения.
Известен способ контроля осевой нагрузки на долото по КПД бурения, осуществляемый путем измерения интегрального уровня энергии звуковых волн долота и турбобура в подавленной режекторным фильтром полосе и вычисления КПД бурения [Патент RU 2291961 C2, кл. E21B 47/14, Е 45/00, опубл. 20.01.2007].
Недостатком способа является малое изменение амплитуды звуковых колебаний, генерируемых долотом и турбобуром, при изменении осевой нагрузки на долото, что приводит к снижению помехоустойчивости канала связи из-за естественного затухания звука.
Наиболее близким по технической сущности является способ амплитудной модуляции в однополосной радиосвязи [Савиных Ю.А., Хмара Г.А. Звуковой канал связи для передачи технологических параметров при турбинном бурении // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2010. №3. - С.27-33], в котором при подавлении несущей частоты амплитуда колебаний боковой низкой частоты увеличится по амплитуде и по мощности.
Данное явление можно перенести на способ передачи глубинной информации, т.е. на область звуковых колебаний, генерируемых буровым насосом и турбобуром.
Задачей изобретения является повышение достоверности получения информации об осевой нагрузки на долото при турбинном бурении путем суммирования низкочастотных звуковых спектров, преобразованных вращающимся глубинным резонатором-модулятором в полосе подавленных частот звукового спектра бурового насоса.
Техническим результатом способа является повышение надежности контроля изменения осевой нагрузки на долото при турбинном бурении.
Технический результат достигается тем, что способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении скважины оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, буровым шлангом, гусаком, вертлюгом, бурильной колонной, турбобуром, долотом, с дополнительно размещенными наземным режекторным фильтром в нагнетательной линии бурового насоса, акустическим вращающимся режекторным фильтром, жестко связанным через вал турбобура с турбобуром и долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой между вертлюгом с гусаком и буровым шлангом, заключающийся в том, что включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур, которая по нагнетательной линии, по бурильной колонне от бурового насоса поступает к турбинным лопаткам турбобура и приводит во вращение вал турбобура, жестко связанного с долотом, при этом осуществляется преобразование полосы частот в спектре, генерируемом буровым насосом, наземным режекторным фильтром, размещенным в нагнетательной линии, генерирование широкополосного спектра звука с постоянной амплитудой турбинными лопатками, генерирование широкополосного спектра звука ударами зубьев шарошек о горную породу, с изменяющейся амплитудой, зависящей от нагрузки на долото, преобразование полосы частот по амплитуде из суммарного спектра звука, состоящего из спектров, генерируемых турбинными лопатками и ударами зубьев шарошек о горную породу, в диапазон низких частот путем амплитудно-импульсной модуляции акустическим вращающимся режекторным фильтром, размещенным на валу турбобура, одновременно осуществляется контроль изменения нагрузки на долото через гидрофон, соединенный с измерительной аппаратурой, по изменяющейся амплитуде звуковых волн, преобразованных путем амплитудно-импульсной модуляции диапазона низких частот акустическим вращающимся режекторным фильтром.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявляемом способе информация об осевой нагрузке на долото при турбинном бурении контролируется по многократному увеличению амплитуды звука в диапазоне низких частот пропорционально изменению величины осевой нагрузки.
Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию «Новизна».
Сравнение заявленного решения с другими решениями показывает, что передача звукового сигнала от долота и турбобура известна [Патент RU 2291961 C2, кл. E21B 47/14, E 45/00, опубл. 20.01.2007], подавление низкочастотной звуковой помехи от бурового насоса также известно [Патент RU 2333351 C1, кл. E21B 44/00, опубл. 10.09.2008]. Однако неизвестно, что при подавлении частоты в спектре звука, происходит перераспределение энергии, благодаря чему в несколько раз увеличивается амплитуда звука соседних частот: выше и ниже подавляемой.
Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Изобретательский уровень».
Основные положения физической сущности для осуществления способа.
1. Перераспределение энергии частот в спектре, генерируемом буровым насосом и турбобуром, в диапазон низких частот при помощи резонаторов аналогично способу однополосной модуляции электромагнитных колебаний [Савиных Ю.А., Хмара Г.А. Звуковой канал связи для передачи технологических параметров при турбинном бурении // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2010. №3. - C.27-33].
2. Информация об изменении осевой нагрузки на долото определяется по приращению амплитуды звуковых колебаний в низкочастотной полосе пропорционально величине изменения осевой нагрузки, которая задается согласно карте геолого-технологического наряда (ГТН).
На фиг.1 изображена технологическая схема турбинного бурения с размещенными наземным режекторным фильтром и акустическим вращающимся режекторным фильтром.
На фиг.2 показан спектр звука АЧХ «a», генерируемого буровым насосом.
На фиг.3 показан спектр звука АЧХ «b», генерируемого турбобуром.
На фиг.4 показан спектр звука АЧХ «c», генерируемого долотом при осевой нагрузке G1 на долото (например, G1=min).
На фиг.5 показан спектр звука АЧХ «d», генерируемого долотом при осевой нагрузке G2 на долото (например, G2=max).
На фиг.6 показан спектр звука АЧХ «e», генерируемого буровым насосом, после преобразования наземным режекторным фильтром.
На фиг.7 показан суммарный спектр звука АЧХ «b+c+e», генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G1 на долото и преобразованного спектра бурового насоса.
На фиг.8 показан суммарный спектр звука АЧХ «b+d+e», генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G2 на долото и преобразованного спектра бурового насоса.
На фиг.9 показан суммарный спектр звука АЧХ «b+c+e+P1», где P1 - прирост амплитуды низких частот при G1=min от акустического вращающегося режекторного фильтра.
На фиг.10 показан суммарный спектр звука АЧХ «b+d+e+P2», где Р2 - прирост амплитуды низких частот при G2=max от акустического вращающегося режекторного фильтра.
На фиг.1 показано: 1 - буровой насос, 2 - нагнетательная линия, 3 - промывочная жидкость, 4 - наземный режекторный фильтр, 5 - буровой шланг, 6 - гидрофон, 7 - гусак, 8 - вертлюг, 9 - скважина, 10 - бурильная колонна, 11 - акустический вращающийся режекторный фильтр, 12 - турбобур, 13 - долото, 14 - горная порода. Наземный режекторный фильтр 4 встроен в нагнетательную линию 2 бурового насоса 1. Гидрофон 6 расположен в переводнике между буровым шлангом 5 и гусаком 7. Акустический вращающийся режекторный фильтр 11 жестко связан через вал турбобура 12 с турбобуром 12 и долотом 13.
На фиг.2 показан спектр звука АЧХ, генерируемого буровым насосом 1 (фиг.1) с полосой частот от ω1 до ωn с амплитудой «a».
На фиг.3 показан спектр звука АЧХ, генерируемого турбобуром 12 с полосой частот от ω1 до ωn с амплитудой «b».
На фиг.4 показан спектр звука АЧХ, генерируемого долотом 13 при осевой нагрузке G1 на долото 13 (например, G1=min) с полосой частот от ω1 до ωn с амплитудой «c».
На фиг.5 показан спектр звука АЧХ, генерируемого долотом 13 при осевой нагрузке G2 на долото 13 (например, G2=max) с полосой частот от ω1 до ωn с амплитудой «d».
На фиг.6 показан спектр звука АЧХ, генерируемого буровым насосом 1 (фиг.1), после преобразования наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) с амплитудой «e»:
от ω1 до ωk - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;
от ωk до ωl - диапазон частот, подавленный наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) в спектре звука бурового насоса 1 (фиг.1);
ωl до ωn - диапазон высоких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e».
На фиг.7 показан суммарный спектр звука АЧХ, генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G1 (G1=min) на долото в диапазоне подавленного спектра бурового насоса 1 (фиг.1) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1):
от ωl до ωk - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;
от ωk до ωl - диапазон частот, подавленных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) в спектре звука бурового насоса 1 (фиг.1) и заполненных суммарным спектром звука, генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G1 (G1=min) на долото, с амплитудой «b+c»;
от ω1 до ωn - диапазон высоких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e».
На фиг.8 показан суммарный спектр звука АЧХ, генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G2 (G2=max) на долото в диапазоне подавленного спектра бурового насоса 1 (фиг.1) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1):
от ω1 до ωk - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;
от ωk до ωl - диапазон частот, подавленных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) в спектре звука бурового насоса 1 (фиг.1) и заполненных суммарным спектром звука, генерируемого турбобуром и долотом при осевой нагрузке G2 (G2=max) на долото, с амплитудой «b+d»;
от ωl до ωn - диапазон высоких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e».
На фиг.9 показан суммарный спектр звука АЧХ турбобура и долота, преобразованного акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) в диапазоне подавленного спектра бурового насоса 1 (фиг.1) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), при осевой нагрузке G1 (G1=min) на долото:
от ω1 до ωk - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;
от ωk до ωi - диапазон низких частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) из суммарного спектра звука турбобура и долота при осевой нагрузке G1 (G1=min) на долото с амплитудой «b+c+Р1», где Р1 - прирост амплитуды в полосе низких частот при G1=min от акустического вращающегося режекторного фильтра 11 (фиг.1);
от ωi до ωj - диапазон частот, подавленных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) в суммарном спектре звука турбобура и долота;
от ωj до ωl - диапазон высоких частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) из суммарного спектра звука турбобура и долота при осевой нагрузке G1 (G1=min) на долото с амплитудой «b+c+Р1», где Р1 - прирост амплитуды в полосе высоких частот при G1=min от акустического вращающегося режекторного фильтра 11 (фиг.1);
от ωl до ωn - диапазон высоких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e».
На фиг.10 показан суммарный спектр звука АЧХ турбобура и долота, преобразованного акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) в диапазоне подавленного спектра бурового насоса 1 (фиг.1) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), при осевой нагрузке G2 (G2=max) на долото:
от ω1 до ωk - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;
от ωk до ωi - диапазон низких частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) из суммарного спектра звука турбобура и долота при осевой нагрузке G2 (G2=max) на долото с амплитудой «b+d+P2», где Р2 - прирост амплитуды в полосе низких частот при G2=max от акустического вращающегося режекторного фильтра 11 (фиг.1);
от ωi до ωj - диапазон частот, подавленных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) в суммарном спектре звука турбобура и долота;
от ωj до ωl - диапазон высоких частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) из суммарного спектра звука турбобура и долота при осевой нагрузке G2 (G2=max) на долото с амплитудой «b+d+P2», где Р2 - прирост амплитуды в полосе высоких частот при G2-max от акустического вращающегося режекторного фильтра 11 (фиг.1);
от ωl до ωn - диапазон высоких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e».
Пример осуществления способа.
Предварительно размещают наземный режекторный фильтр 4 (фиг.1) в нагнетательной линии 2 (фиг.1) бурового насоса 1 (фиг.1), размещают на валу турбобура 12 (фиг.1) акустический вращающийся режекторный фильтр 11 (фиг.1), размещают гидрофон 6 (фиг.1) с измерительной аппаратурой (не показано) между вертлюгом 8 (фиг.1) с гусаком 7 (фиг.1) и буровым шлангом 5 (фиг.1).
Включают буровой насос 1 (фиг.1) для подачи промывочной жидкости 3 (фиг.1) по бурильной колонне 10 (фиг.1) в турбобур 12 (фиг.1). Промывочная жидкость 3 (фиг.1) по нагнетательной линии 2 (фиг.1), по бурильной колонне 10 (фиг.1) от бурового насоса 1 (фиг.1) поступает к турбинным лопаткам турбобура 12 (фиг.1) и приводит во вращение вал турбобура 12 (фиг.1), жестко связанного с долотом 13 (фиг.1). При этом происходит генерирование буровым насосом 1 (фиг.1) широкополосного спектра звука с диапазоном ωl - ωn (фиг.2) с постоянной амплитудой «a» (фиг.2), генерирование турбинными лопатками турбобура 12 (фиг.1) широкополосного спектра звука с диапазоном ωl - ωn (фиг.3) с постоянной амплитудой «b» (фиг.3), генерирование звукового спектра с диапазоном частот ωl - ωn (фиг.4 и фиг.5) ударами зубьев шарошек долота 13 (фиг.1) о горную породу 14 (фиг.1) с амплитудой «c» (фиг.4) при минимальной нагрузке G1 на долото 13 (фиг.1), до амплитуды «d» (фиг.5) при максимальной нагрузке G2 на долото 13 (фиг.1).
Одновременно происходит преобразование наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), встроенным в нагнетательную линию 2 (фиг.1) бурового насоса 1 (фиг.1) полосы частот ωk - ωl (фиг.6) из спектра частот ωl - ωn (фиг.2), генерируемым буровым насосом 1 (фиг.1) в диапазон низких частот ωl - ωk (фиг.6) с амплитудой «c» (фиг.6) и в диапазон высоких частот ωl - ωn (фиг.6) с амплитудой «e» (фиг.6), передача по промывочной жидкости 3 (фиг.1) при закрытом акустическом вращающемся режекторном фильтре 11 (фиг.1) в подавленной полосе частот ωk - ωl (фиг.7) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), встроенным в нагнетательную линию 2 (фиг.1), спектра ω1 - ωn (фиг.2) бурового насоса 1 (фиг.1) суммарного спектра от турбобура 12 (фиг.1) частотами ωk - ωl с амплитудами «b» (фиг.7) и от долота 13 (фиг.1) частотами ωk - ωl с амплитудами «c» (фиг.7) при минимальной нагрузке (Gmin) (фиг.4) на горную породу 14 (фиг.1), передача по промывочной жидкости 3 (фиг.1) при закрытом акустическом вращающемся режекторном фильтре 11 (фиг.1) в подавленной полосе частот ωk - ωl (фиг.7) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), встроенным в нагнетательную линию 2 (фиг.1), спектра ω1 - ωn (фиг.2) бурового насоса 1 (фиг.1) суммарного спектра от турбобура 12 (фиг.1) частотами ωk - ωl с амплитудами «b» (фиг.8) и от долота 13 (фиг.1) частотами ωk - ωl с амплитудами «d» (фиг.7) при максимальной нагрузке (Gmax) (фиг.5) на горную породу 14 (фиг.1), передача по промывочной жидкости 3 (фиг.1) информации о минимальной нагрузке (Gmin) на долото 13 (фиг.1) в виде амплитудно-импульсной модуляции суммарного спектра, состоящего из суммы спектров ωk - ωi амплитудами «b» (фиг.9) турбобура 12 (фиг.1), долота ωk - ωi с амплитудами «c » (фиг.9) и приращения ωk - ωi по амплитуде Р1 (фиг.9) частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром, передача по промывочной жидкости 3 (фиг.1) информации о максимальной нагрузке (Gmax) на долото 13 (фиг.1) в виде амплитудно-импульсной модуляции суммарного спектра, состоящего из суммы спектров ωk - ωi с амплитудами «b» (фиг.10) турбобура 12 (фиг.1), долота ωk - ωi с амплитудами «d» (фиг.10) и приращения ωk - ωi по амплитуде Р2 (фиг.10) частот, преобразованных акустическим вращающимся режекторным фильтром.
Одновременно осуществляется контроль изменяющейся нагрузки на долото 13 (фиг.1) измерительной аппаратурой (не показано) через гидрофон 6 (фиг.1) приемом звуковых волн в диапазоне подавленных частот ωk - ωl (фиг.9) и (фиг.10) бурового насоса 1 (фиг.1).
Таким образом, приращение амплитуды в полосе низких частот соответствует отклонению осевой нагрузки от оптимальной величины, заданной согласно карте ГТН.
Claims (1)
- Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении скважины, оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, буровым шлангом, гусаком, вертлюгом, бурильной колонной, турбобуром, долотом, заключающийся в том, что предварительно размещают наземный режекторный фильтр в нагнетательной линии бурового насоса, размещают на валу турбобура акустический вращающийся режекторный фильтр, жестко связанный через вал турбобура с турбобуром и долотом, гидрофон с измерительной аппаратурой размещают между вертлюгом с гусаком и буровым шлангом, затем включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур, которая по нагнетательной линии, по бурильной колонне от бурового насоса поступает к турбинным лопаткам турбобура и приводит во вращение вал турбобура, жестко связанного с долотом, при этом осуществляется преобразование полосы частот в спектре, генерируемом буровым насосом, наземным режекторным фильтром, генерирование широкополосного спектра звука с постоянной амплитудой турбинными лопатками, генерирование широкополосного спектра звука ударами зубьев шарошек о горную породу, с изменяющейся амплитудой, зависящей от нагрузки на долото, преобразование полосы частот по амплитуде из суммарного спектра звука, состоящего из спектров, генерируемых турбинными лопатками и ударами зубьев шарашек о горную породу, в диапазон низких частот путем амплитудно-импульсной модуляции акустическим вращающимся режекторным фильтром, причем одновременно осуществляют контроль изменяющейся нагрузки на долото через гидрофон, соединенный с измерительной аппаратурой, по изменяющейся амплитуде звуковых волн, преобразованных путем амплитудно-импульсной модуляции диапазона низких частот акустическим вращающимся режекторным фильтром.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152874/03A RU2456446C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010152874/03A RU2456446C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2456446C1 true RU2456446C1 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847446
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010152874/03A RU2456446C1 (ru) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456446C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606976C2 (ru) * | 2012-10-02 | 2017-01-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Многоканальный вращающийся электрический соединитель |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3588804A (en) * | 1969-06-16 | 1971-06-28 | Globe Universal Sciences | Telemetering system for use in boreholes |
| RU2044878C1 (ru) * | 1993-03-31 | 1995-09-27 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Телеметрическая система для контроля числа оборотов вала турбобура |
| RU2291961C2 (ru) * | 2005-03-28 | 2007-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Акустическая телеметрическая система контроля числа оборотов вала турбобура |
-
2010
- 2010-12-23 RU RU2010152874/03A patent/RU2456446C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3588804A (en) * | 1969-06-16 | 1971-06-28 | Globe Universal Sciences | Telemetering system for use in boreholes |
| RU2044878C1 (ru) * | 1993-03-31 | 1995-09-27 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Телеметрическая система для контроля числа оборотов вала турбобура |
| RU2291961C2 (ru) * | 2005-03-28 | 2007-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Акустическая телеметрическая система контроля числа оборотов вала турбобура |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГРАЧЕВ Ю.В. и др. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. - М.: Недра, 1968, с.197-261. * |
| САВИНЫХ Ю.А. и др. Звуковой канал связи для передачи технологических параметров при турбинном бурении. Известие высших учебных заведений. Нефть газ, 2010, №3, с.27-33. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606976C2 (ru) * | 2012-10-02 | 2017-01-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Многоканальный вращающийся электрический соединитель |
| US10060216B2 (en) | 2012-10-02 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple channel rotary electrical connector |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10301933B2 (en) | Downhole MWD signal enhancement, tracking, and decoding | |
| RU2475633C2 (ru) | Способ и система для повышения добычи нефти (варианты) | |
| US20160341034A1 (en) | Downhole electromagnetic and mud pulse telemetry apparatus | |
| CN107278263A (zh) | 段塞流监测和气体测量 | |
| US20110280105A1 (en) | Downhole Turbine Communication | |
| CN102852512B (zh) | 基于随钻测量的钻头粘滑振动监测装置及方法 | |
| US20140262511A1 (en) | Drill Bit with Extension Elements in Hydraulic Communications to Adjust Loads Thereon | |
| RU2456446C1 (ru) | Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении | |
| RU2495240C1 (ru) | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| US20180045043A1 (en) | Automatic mud pulse telemetry band selection | |
| RU2701747C2 (ru) | Сирена для бурового раствора с высокой мощностью сигнала для дистанционных измерений в процессе бурения | |
| US10697241B2 (en) | Downhole turbine with an adjustable shroud | |
| RU2642590C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам | |
| Gooneratne et al. | Downhole Communication and Power Supplies to Instruments and Communication Modules | |
| CN105089609B (zh) | 用于控制井筒压力的方法 | |
| NO20181494A1 (en) | High amplitude pulse generator for down-hole tools | |
| RU2443862C1 (ru) | Способ получения забойной информации о частоте вращения вала турбобура | |
| RU2505671C1 (ru) | Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины | |
| RU2333351C1 (ru) | Способ контроля осевой нагрузки на долото по кпд бурения | |
| RU2709851C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин | |
| US20180223634A1 (en) | Pressure Wave Tool For Unconventional Well Recovery | |
| CN106812514B (zh) | 一种水力低频振动提高原油采收率的装置及其应用 | |
| CN209457907U (zh) | 一种智能旋震双级解堵增注采油器 | |
| US11773712B2 (en) | Method and apparatus for optimizing drilling using drill bit generated acoustic signals | |
| RU2298645C2 (ru) | Способ добычи нефти в малодебитных скважинах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131224 |