Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении

Авторы патента:

Хмара Гузель Азатовна (RU)

Савиных Юрий Александрович (RU)

E21B47/14 - с использованием акустических волн

E21B44 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2456446:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

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 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. 1 пр., 10 ил.

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 ω_n с амплитудой «a».

На фиг.3 показан спектр звука АЧХ, генерируемого турбобуром 12 с полосой частот от ω₁ до ω_n 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 ω_n 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 ω_n 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 ω_k - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;

от ω_k до ω_l - диапазон частот, подавленный наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) в спектре звука бурового насоса 1 (фиг.1);

ω_l до ω_n - 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 ω_l до ω_k - диапазон низких частот, преобразованных наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1) из спектра звука бурового насоса 1 (фиг.1) с амплитудой «e»;

от ω_k до ω_l - 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 ω_n - 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 ω_k до ω_l - 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 ω_l до ω_n - 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 ω_k до ω_i - 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 ω_i до ω_j - диапазон частот, подавленных акустическим вращающимся режекторным фильтром 11 (фиг.1) в суммарном спектре звука турбобура и долота;

от ω_j до ω_l - 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);

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 ω_k до ω_i - 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 ω_j до ω_l - 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);

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 ω_l - ω_n (фиг.2) с постоянной амплитудой «a» (фиг.2), генерирование турбинными лопатками турбобура 12 (фиг.1) широкополосного спектра звука с диапазоном ω_l - ω_n (фиг.3) с постоянной амплитудой «b» (фиг.3), генерирование звукового спектра с диапазоном частот ω_l - ω_n (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 ω_k - ω_l (фиг.6) из спектра частот ω_l - ω_n (фиг.2), генерируемым буровым насосом 1 (фиг.1) в диапазон низких частот ω_l - ω_k (фиг.6) с амплитудой «c» (фиг.6) и в диапазон высоких частот ω_l - ω_n (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 ω_k - ω_l (фиг.7) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), встроенным в нагнетательную линию 2 (фиг.1), спектра ω₁ - ω_n (фиг.2) бурового насоса 1 (фиг.1) суммарного спектра от турбобура 12 (фиг.1) частотами ω_k - ω_l с амплитудами «b» (фиг.7) и от долота 13 (фиг.1) частотами ω_k - ω_l 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 ω_k - ω_l (фиг.7) наземным режекторным фильтром 4 (фиг.1), встроенным в нагнетательную линию 2 (фиг.1), спектра ω₁ - ω_n (фиг.2) бурового насоса 1 (фиг.1) суммарного спектра от турбобура 12 (фиг.1) частотами ω_k - ω_l с амплитудами «b» (фиг.8) и от долота 13 (фиг.1) частотами ω_k - ω_l 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 ω_k - ω_i амплитудами «b» (фиг.9) турбобура 12 (фиг.1), долота ω_k - ω_i с амплитудами «c » (фиг.9) и приращения ω_k - ω_i 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 ω_k - ω_i с амплитудами «b» (фиг.10) турбобура 12 (фиг.1), долота ω_k - ω_i с амплитудами «d» (фиг.10) и приращения ω_k - ω_i 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 ω_k - ω_l (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.

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.

Система (варианты) и способ детектирования акустических сигналов, приходящих из скважины // 2446279

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты).

Способ получения забойной информации о частоте вращения вала турбобура // 2443862

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля частоты вращения вала турбобура и для управления процессом бурения.

Способ оценки сцепления трубообразного элемента, размещенного в скважине // 2434130

Изобретение относится к области крепления скважин обсадными трубами, а более конкретно к анализу сцепления обсадных труб и связующего материала. .

Способ комплексной оценки качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов // 2405936

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов. .

Интегральный акустический преобразовательный узел // 2365752

Изобретение относится к приборам для акустического каротажа скважин, а именно к акустическим преобразователям. .

Многорежимное акустическое построение изображения в обсаженных скважинах // 2347905

Изобретение относится к акустическим методам оценки качества цементирования обсаженных скважин. .

Способ оптимизации пассивного мониторинга гидравлического разрыва пласта (варианты) // 2318223

Изобретение относится к области нефтегазовой области и может быть использовано при проведении мониторинга гидравлического разрыва пласта. .

Акустическая телеметрическая система контроля числа оборотов вала турбобура // 2291961

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано для контроля числа оборотов вала турбобура по акустическому каналу связи. .

Способ контроля состояния крепи скважины // 2102597

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, применяемым для геофизических исследований скважин, и предназначено для технического состояния их крепи: обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве, а также спущенных в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ).

Система и способ выполнения буровых работ на нефтяном месторождении с использованием способов визуализации // 2452855

Изобретение относится к способу выполнения буровой работы на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. .

Буровое устройство, устройство регулирования скорости вращения бурильного инструмента и способ бурения // 2450122

Способ автоматизации подачи долота и устройство для реализации этого способа // 2447254

Изобретение относится к области бурового оборудования и может применяться в нефтяной, газовой и горной промышленности для автоматизации подачи долота при бурении скважин с промывкой.

Система и способ телеметрии в стволе скважины // 2444622

Устройство для замера осевой нагрузки на долото // 2444621

Изобретение относится к бурению вертикальных и наклонных скважин с помощью колтюбинговых установок. .

Способ и программный продукт проектирования схемы расположения шпуров для проходки горной выработки // 2443866

Изобретение относится к способу проектирования схемы расположения шпуров для проходки горной выработки. .

Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него // 2439319

Изобретение относится к телеметрическим системам, а именно к системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом. .

Интегрированное отображение положения ведущего переводника и ориентации торца долота // 2439315

Изобретение относится к интегрированному отображению положения ведущего переводника и ориентации торца долота. .

Система и способ для выполнения операции бурения на месторождении // 2436947

Изобретение относится к способу выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую вышку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду.

Управляемый роторный инструмент // 2435015

Буровая установка, содержащая буровую вышку и буровую машину // 2459065