Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором



Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором
Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором

 


Владельцы патента RU 2560140:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к области геофизики и горного дела и может быть использовано в процессе осуществления буровых работ. Согласно общему аспекту заявленного предложения телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи используют в бурильной колонне, которая содержит буровой раствор, протекающий внутри. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя пульсатор, расположенный в бурильной колонне, и приводную систему для приведения в действие пульсатора. Пульсатор может включать в себя невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора. Приводная система может включать в себя статор турбины, ротор турбины и вращательный инерционный элемент, магнитно связанный с ротором турбины. Инерционный элемент в рабочем состоянии может быть соединен на первом конце с ротором пульсаций давления бурового раствора. Причем инерционный элемент при вращении имеет большую инерцию, чем инерция ротора пульсаций бурового раствора. Согласно некоторым конкретным аспектам в телеметрическом приборе с гидроимпульсным каналом связи энергия вращения может передаваться с помощью магнитной связи от ротора турбины к вращательному инерционному элементу. Технический результат - повышение скорости передачи данных. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Область техники

[0001] Настоящее изобретение относится к измерениям в процессе бурения (ИПБ), а более конкретно - к телеметрическому прибору с гидроимпульсным каналом связи и способу использованию его.

Предпосылки

[0002] Система измерений в процессе бурения предназначена для выполнения связанных с бурением скважинных измерений и передачи данных на поверхность в процессе бурения скважины, обычно используемой в нефтегазовой промышленности. Гидроимпульсная скважинная телеметрия представляет собой общий способ регистрации и передачи данных, используемый в приборах для измерений в процессе бурения. Скважинный клапан может ограничивать поток бурового раствора, создавая последовательность флуктуаций давления, которые переносят информацию о характеристиках вверх по буровой скважине к наземному приемнику. Флуктуация давления проходит по буровому раствору к поверхности и принимается датчиками давления на или вблизи земной поверхности. Принимаемые сигналы давления обрабатывают для восстановления информации о характеристиках. Флуктуацию давления можно создавать в виде положительного импульса, отрицательного импульса и непрерывной волны. Эти виды можно генерировать колеблющимся клапаном, который закрывают и/или открывают, чтобы создавать повышение и/или снижение давления бурового раствора. Например, положительный импульс генерируют кратковременным закрытием клапана, чтобы ограничить поток бурового раствора в бурильной трубе для повышения давления бурового раствора. Скважинный прибор/устройство, которое генерирует такую пульсацию давления бурового раствора, в данной области техники называют гидравлическим пульсатором.

[0003] Во многих случаях высокоскоростной гидравлический пульсатор для скважинной телеметрии в подземных скважинах является желательным, поскольку при более высокой скорости передачи повышается разрешающая способность измерений и объем более детальной информации и информации о направлении, что необходимо для поддержания высокой скорости проходки. Например, обычная частота взятия отсчетов 4 бит/с при скорости бурения 10 фут/мин (3,048 м/мин) дает 24 бит/фут (78 бит/м), тогда как частота 40 бит/с при 100 фут/мин (30,48 м/мин) дает такую же скорость передачи данных на каждый пробуренный фут (0,3048 м). В настоящем раскрытии описывается высокоскоростной гидравлический пульсатор, в котором используется приводимый в действие буровым раствором инерционный привод, который ускоряет движение скважинного клапана для достижения повышенной скорости передачи данных.

Сущность изобретения

[0004] Настоящее раскрытие относится к гидравлическому пульсатору, который генерирует флуктуацию давления бурового раствора в процессе бурения подземной скважины. Согласно общему аспекту телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи используют в бурильной колонне, которая имеет протекающий внутри буровой раствор. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя пульсатор, расположенный в бурильной колонне, и приводную систему для приведения пульсатора в действие. Пульсатор может включать в себя невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора. Приводная система может включать в себя статор турбины, ротор турбины и вращательный инерционный элемент, магнитносвязанный с ротором турбины. Инерционный элемент в рабочем состоянии может быть соединен на первом конце с ротором пульсаций давления бурового раствора.

[0005] Согласно некоторым конкретным аспектам в телеметрическом приборе с гидроимпульсным каналом связи энергия вращения может передаваться с помощью магнитной связи от ротора турбины к вращательному инерционному элементу. Вращательный инерционный элемент в рабочем состоянии может быть соединен на втором конце с дополнительным двигателем, который приспособлен для пополнения энергии вращения, придаваемой вращательному инерционному элементу приводной системой. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя комплект зубчатых колес, расположенный в промежутке между ротором пульсаций давления бурового раствора и ротором турбины. Комплект зубчатых колес может иметь первый вращательный входной элемент и по меньшей мере один вращательный выходной элемент. Комплект зубчатых колес может быть приспособлен для передачи энергии от ротора турбины к ротору пульсаций давления бурового раствора.

[0006] Согласно некоторым конкретным аспектам комплект зубчатых колес может также включать в себя по меньшей мере одно промежуточное зубчатое колесо, расположенное между входным элементом и выходным элементом из комплекта зубчатых колес. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя по меньшей мере одну муфту, в рабочем состоянии соединенную с по меньшей мере одним промежуточным зубчатым колесом из комплекта зубчатых колес. Некоторое количество муфт может быть приспособлено для передачи синхронизированных всплесков энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора.

[0007] Датчик частоты вращения может быть включен и приспособлен для выдачи данных о частоте вращения вращательного инерционного элемента в процессор. Процессор может вычислять и выводить сигнал на приведение в действие по меньшей одной муфты для вхождения в зацепление и передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Процессор может вычислять период времени для зацепления муфты на основании входных данных о частоте вращения и массе вращательного инерционного элемента.

[0008] Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя упруго деформируемый торсионный стержень, расположенный между основанием торсионного стержня и валом ротора пульсаций давления бурового раствора. Торсионный стержень может деформироваться и накапливать упругую энергию, когда стержень передает крутящий момент от основания торсионного стержня к ротору пульсаций давления бурового раствора, и высвобождает накопленную упругую энергию для обеспечения восстанавливающего крутящего момента обратного вращения.

[0009] Согласно другому общему аспекту в настоящем раскрытии описан способ гидроимпульсной скважинной телеметрии, предназначенный для использования в бурильной колонне, имеющей протекающий внутри буровой раствор. Способ включает в себя расположение телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя пульсатор, который имеет невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора, и приводную систему, которая имеет статор турбины, ротор турбины и вращательный инерционный элемент. Буровой раствор протекает вниз по бурильной колонне и через телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи. Ротор турбины может приводиться во вращение буровым раствором, протекающим через телеметрический прибор. Вращательный инерционный элемент может приводиться во вращение с помощью магнитной связи элемента с вращающимся ротором турбины приводной системы и накапливать потенциальную энергию. Вращательный инерционный элемент может передавать энергию вращения к ротору пульсаций давления бурового раствора. В таком случае ротор пульсаций давления бурового раствора может ускоряться при управляемом вращательно-колебательном движении для блокирования потока бурового раствора через статор пульсаций давления бурового раствора для генерирования множества положительных импульсов давления в буровом растворе в бурильной колонне.

[0010] Согласно дополнительным конкретным аспектам способ может также включать в себя приведение во вращение дополнительного двигателя, соединенного с вращательным инерционным элементом, для добавления энергии вращения вращательному инерционному элементу. Некоторое количество муфт может быть предусмотрено в комплекте зубчатых колес для передачи синхронизированных всплесков энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Данные с датчика частоты вращения, которые включают в себя частоту вращения вращательного инерционного элемента, могут быть выведены и приняты в процессоре, который вычисляет и выводит сигнал приведения в действие для по меньшей мере одной муфты. По меньшей мере одна муфта после приема сигнала приведения в действие может войти в зацепление для передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Период времени для зацепления муфты может быть вычислен на основании входных данных о частоте вращения и массы вращательного инерционного элемента.

[0011] Способ может также включать в себя снижение времени выхода на рабочий режим вращения ротора пульсаций давления бурового раствора путем использования потенциальной энергии, накапливаемой при вращении вращательного инерционного элемента. Кроме того, могут быть установлены дополнительные муфты для снижения времени повторной нагрузки муфты. Упругий деформируемый торсионный стержень может быть установлен для соединения с гидравлическим пульсатором. Гидравлический пульсатор может поворачиваться обратно из положения колебаний в нейтральное положение с использованием упругой энергии, накопленной в торсионном стержне.

[0012] Детали одного или нескольких вариантов осуществления представлены на сопровождающих чертежах и в описании, приведенном ниже. Другие признаки, объекты и преимущества станут очевидными из описания и чертежей, а также из формулы изобретения.

Описание чертежей

На чертежах изображено:

[0013] фиг. 1 - схематичный вид буровой установки, используемой при буровых работах в буровой скважине;

[0014] фиг. 2 - вид с торца приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0015] фиг. 3 - разрез по А-А приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0016] фиг. 3А - увеличенный местный разрез по А-А из фиг. 3;

[0017] фиг. 4 - разрез по В-В приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0018] фиг. 5 - разрез по С-С приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0019] фиг. 6 - разрез по D-D приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию; и

[0020] фиг. 7 - иллюстрация способа использования приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи для генерирования сигнала с высокой частотой отсчетов согласно настоящему раскрытию.

[0021] На различных чертежах одинаковыми позициями обозначены подобные элементы.

Подробное описание

[0022] На фиг. 1 показан схематичный вид буровой установки 10, используемой при буровых работах в буровой скважине 11. Буровая установка 10 может снабжаться энергией от источника механической, электрической, гидравлической, пневматической и другой энергии. На буровой установке 10 могут использоваться кабель, металлическая бурильная труба, пластиковая бурильная труба или гибкая насосно-компрессорная труба для подъема и спуска бурового долота 92, предназначенного для бурения. В примере, показанном на фиг. 1, насос 12 прокачивает промывочную жидкость 30 (в данной области техники также называемую буровым раствором) по бурильной колонне 90 вниз, через компоновку 80 низа бурильной колонны, через буровое долото 92 и обратно на поверхность по кольцевому пространству 15 между бурильной колонной 90 и стенкой 16 ствола скважины.

[0023] Компоновка 80 низа бурильной колонны может включать в себя любое количество датчиковых модулей 20, 22 и 24, которые могут включать в себя датчики оценивания пласта и датчики направления. Эти датчики хорошо известны в данной области техники и не будут описываться дополнительно. Кроме того, компоновка 80 низа бурильной колонны содержит телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи, который создает флуктуации давления в буровом растворе. Флуктуации или импульсы давления проходят к поверхности по буровому раствору в бурильной колонне 90 и обнаруживаются на поверхности любым количеством датчиков 18, расположенных на отводной трубе 19, соединенной с нагнетательной стороной насоса 12 для бурового раствора. Должно быть понятно, что датчики 18 давления могут располагаться на другом месте в трубопроводной системе, перемещающей буровой раствор в бурильную колонну 90 в буровой скважине 11. Датчики 18 могут быть преобразователями давления или аналогичными устройствами для измерения импульсов, генерируемых в компоновке 80 низа бурильной колонны и передаваемых вверх по столбу бурового раствора к поверхности. Передачу данных вверх по бурильной колонне через столб бурового раствора в данной области техники называют гидроимпульсной скважинной телеметрией.

[0024] Управляющий блок 24, который может быть вычислительным устройством, включающим в себя процессоры, запоминающие устройства, входные/выходные интерфейсы и сетевые средства связи, принимает, обрабатывает и сохраняет данные, передаваемые с помощью гидроимпульсной скважинной телеметрии к датчику. Управляющее устройство 24 может выводить сигнал на оборудование в буровой скважине или передавать принимаемые данные на другие места, удаленные от управляющего блока 24.

[0025] Управляющий блок 24 может принимать данные, такие как частота вращения, и вычислять рабочие параметры и входные данные для телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи. Управляющий блок 24 может управлять телеметрическим прибором 100 с гидроимпульсным каналом связи для обеспечения генерирования импульсных сигналов с высокой частотой повторения и приема измеряемой флуктуации давления для анализа условий бурения. Высокой частоте импульсов соответствует высокая частота взятия отсчетов, что повышает разрешающую способность измерений и позволяет более детально анализировать информацию о характеристиках, содержащуюся во флуктуации давления. Например, обычная частота взятия отсчетов 4 бит/с при скорости бурения 10 фут/мин (3,048 м/мин) дает 24 бит/фут (78 бит/м), тогда как частота 40 бит/с при 100 фут/мин (30,48 м/мин) дает такую же скорость передачи данных на каждый пробуренный фут (0,3048 м).

[0026] На фиг. 2 представлен вид с торца приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Вид с торца представляет собой вид, наблюдаемый при взгляде сверху вниз в буровую скважину 11 и в направлении втекания бурового раствора вниз в утяжеленную бурильную трубу 110 (то есть буровой раствор «втекает» в лист чертежа). Буровой раствор может быть буровым раствором 30, показанным на фиг. 1. Буровой раствор входит в статор 210 пульсаций давления бурового раствора и проходит через многоотверстный канал 120 бурового раствора пульсатора в пульсатор 200 (показанный на фиг. 3). Приводная система 300 вызывает колебания пульсатора 200 с периодическим изменением площади раскрытия канала 120 бурового раствора пульсатора для создания различных уровней ограничения потока. Такое ограничение потока вызывает флуктуацию давления в буровом растворе. Флуктуацию давления измеряют в качестве данных гидроимпульсной скважинной телеметрии. Для дальнейшей иллюстрации на фиг. 3 показан разрез по А-А пульсатора 200 и приводной системы 300.

[0027] Канал 120 бурового раствора пульсатора может быть образован некоторым количеством отверстий одинаковой или различной геометрии, распределенных равномерно или неравномерно в статоре 210 пульсаций давления бурового раствора. В осуществлении, показанном на фиг. 2, канал 120 бурового раствора пульсатора включает в себя шесть отверстий одинаковой геометрии, равномерно распределенных в статоре 210 пульсаций давления бурового раствора. Отверстия перекрывают приблизительно такую же площадь, как шесть поддерживающих спиц, так что подвижный компонент (такой как клапан) для закрытия каждого отверстия может быть расположен позади каждой спицы. В некоторых осуществлениях может быть иное количество отверстий и спиц, такое как 4, 8, 12 и т. д. Равномерное распределение отверстий является предпочтительным, но не обязательным. Во время работы подвижный компонент может поворачиваться в положительном направлении для закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора и поворачиваться в отрицательном направлении для открытия его. Это движение может быть названо колебанием, а угол колебания может изменяться в соответствии с геометрией прибора.

[0028] На фиг. 3 представлен разрез по А-А приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи можно использовать в качестве телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи, показанного на фиг. 1, используемого в бурильной колонне 90, имеющей буровой раствор 30, протекающий внутри утяжеленной бурильной трубы 110. В осуществлении, показанном на фиг. 3, телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи включает в себя пульсатор 200 и приводную систему 300. Пульсатор 200 приводится в действие приводной системой 300 для создания различных уровней ограничения потока бурового раствора. Пульсатор 200 включает в себя статор 210 пульсаций давления бурового раствора, который закреплен внутри утяжеленной бурильной трубы 110, и ротор 220 пульсаций давления бурового раствора, который расположен вблизи статора 210 пульсаций давления бурового раствора для образования переменного зазора для давления.

[0029] В осуществлении, показанном на фиг. 3, статор 210 пульсаций давления бурового раствора имеет коническую носовую структуру, которая отклоняет буровой раствор к каналу 120 бурового раствора пульсатора. Коническая носовая структура может действовать подобно носовому конусу пропеллера, равномерно отклоняя входящие потоки по окружным направлениям. Поскольку диаметр утяжеленной бурильной трубы 110 имеет постоянное значение, коническая носовая структура уменьшает площадь поперечного сечения, когда буровой раствор достигает канала 120 бурового раствора пульсатора, вследствие чего повышаются скорость и давление бурового раствора.

[0030] Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора может иметь такое же радиальное поперечное сечение, какое имеет статор пульсаций давления бурового раствора. Когда ротор 220 пульсаций давления бурового раствора поворачивается относительно статора 210 пульсаций давления бурового раствора, канал 120 бурового раствора пульсатора частично или полностью закрывается. Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора размещен позади статора 210 пульсаций давления бурового раствора с зазором, известным в данной области техники как «зазор для давления», который можно регулировать для изменения амплитуды импульса давления. Ротор 220 пульсаций бурового раствора может колебаться туда и обратно, чтобы закрывать и открывать канал 120 бурового раствора пульсатора. Направление ротора 220 пульсаций давления бурового раствора для открытия канала 120 бурового раствора можно определить как положительное направление поворота, и направление для закрытия можно определить как отрицательное направление поворота.

[0031] Физические упоры и тормоза могут быть установлены на статоре 210 пульсаций давления бурового раствора для регулирования конечных точек перемещения ротора 220 пульсаций давления бурового раствора и величины ускорения/замедления. Например, регулируемые упоры могут быть помещены для предотвращения полного закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора ротором 220 пульсаций давлений бурового раствора. Этим регулируемым упором можно изменять амплитуду максимального положительного пика давления, то есть большее отверстие канала будет соответствовать меньшему пику давления. Тормоза можно использовать для изменения привязки во времени пика давления в одном цикле колебаний, а также длительности и амплитуды пика давления. Например, при более продолжительном торможении можно создавать меньший пик давления с большей длительностью.

[0032] Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора соединен с приводной системой 300 через посредство вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора передает приводящий в действие крутящий момент для закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора и восстанавливающий крутящий момент для открытия канала 120 бурового раствора пульсатора. Приводящий в действие крутящий момент создается вращательным выходным элементом 344, соединенным с механическим источником энергии вращения. Восстанавливающий крутящий момент создается торсионным стержнем 390, который высвобождает накопленную упругую энергию, когда торсионный стержень 390 деформируется при повороте вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. При выполнении действия по закрытию и открытию канала 120 бурового раствора пульсатора возникает флуктуация давления, то есть импульс, который можно измерить с помощью телеметрических датчиков.

[0033] Телеметрические данные во флуктуации давления могут включать в себя информацию о механике бурения. Например, телеметрические данные могут включать информацию о механике бурения, такую как виды и выраженность вибрации вниз по стволу скважины, объем бурового раствора и т. д. Оператор может использовать данные, чтобы управлять буровыми работами для достижения более эффективного бурения и предотвращения повреждения инструментов.

[0034] В осуществлении, показанном на фиг. 2, ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора используются для генерирования положительных импульсов. В нейтральном положении ротор 220 пульсаций давления бурового раствора целиком расположен позади статора 210 пульсаций давления бурового давления, при этом создается максимальный канал 120 бурового раствора. Во время возбуждения импульса ротор 220 пульсаций давления бурового раствора приводится не полностью или очень близко к каналу бурового раствора. При этом повышается сопротивление потоку и, следовательно, давление потока, вследствие чего создается положительный пик давления.

[0035] В некоторых осуществлениях ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора могут использоваться для генерирования отрицательных импульсов. Например, ротором 220 пульсаций давления бурового раствора может задаваться частично открытое положение для пропускания бурового раствора. Затем ротор 220 пульсаций давления бурового раствора приводится в движение для дополнительного открытия канала 120 бурового раствора с помощью вала 240 ротора пульсаций давлений бурового раствора. Этим создается отрицательный импульс давления.

[0036] В некоторых осуществлениях ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора могут использоваться для генерирования непрерывной волны при телеметрических измерениях. Например, ротором 220 пульсаций давления бурового раствора может непрерывно закрываться и открываться клапан для генерирования флуктуаций давления, таких как синусоидальная волна в буровом растворе. Любую схему цифровой модуляции с непрерывной фазой (например, непрерывную фазовую модуляцию) можно использовать для наложения информации на несущий сигнал.

[0037] Приводная система 300 включает в себя статор 310 турбины, ротор 320 турбины, вращательный инерционный элемент 330, соединенный с ротором 320 турбины, и узел передачи, который соединяет инерционный элемент 330 с ротором 220 пульсаций давления бурового раствора через посредство вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Статор 310 турбины объединен с двухкаскадным отклонителем 312 потока, который дополнительно отклоняет буровой раствор, проходящий через пульсатор 200. Двухкаскадный отклонитель 312 потока расположен сразу же позади ротора 220 пульсаций давления бурового раствора и имеет коническую форму подобно носовой структуре статора 210 пульсаций давления бурового раствора. Двухкаскадный отклонитель 312 потока равномерно отклоняет входящий буровой раствор к периферии, где регулирующая структура статора 310 турбины выполняет регулирование и фильтрацию бурового раствора. Регулирующая структура статора 310 турбины находится в опорном контакте с утяжеленной бурильной трубой 110, а также соединяет центры статора 310 турбины и других механических структур, объединенных со статором 310 турбины, с утяжеленной бурильной трубой 110.

[0038] Статор 310 турбины объединен с корпусом 332 инерционного элемента, в котором размещен инерционный элемент 330, который магнитно связан с ротором 320 турбины через посредство магнитной муфты 360. Ротор 320 турбины принимает ускоренный, стабилизированный и фильтрованный буровой раствор из статора 310 турбины и частично преобразует кинетическую энергию, переносимую буровым раствором, в кинетическую энергию вращения, накапливаемую в роторе 320 турбины. Процесс преобразования аналогичен процессу в ветровой турбине, в которой поступательным движением газообразной среды прикладывается давление к лопаткам. Давление на участок поверхности приводит к образованию силы, которая включает в себя направленную составляющую, приводящую к повороту лопатки. Ротор 320 турбины в осевом направлении поддерживается по меньшей мере двумя комплектами подшипников 385.

[0039] Подшипники 385 могут быть подшипниками осевого вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которые поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 385 представляют собой роликовые подшипники. Ротор 320 турбины поддерживается несколькими роликами, помещенными вокруг гнезд 387 подшипников ротора турбины, и изолирован от бурового раствора соответствующими уплотнениями 388. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и ротором 320 турбины может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть магнитными подшипниками, на которых ротор 320 турбины подвешен вокруг корпуса 332 инерционного элемента.

[0040] Ротор 320 турбины связан с инерционным элементом 330 через посредство магнитной муфты 360. Инерционный элемент 330 может свободно поворачиваться в подшипниках 380 инерционного элемента. Подшипники 380 инерционного элемента размещены вблизи двух концов инерционного элемента 330 и установлены в корпусе 332 инерционного элемента. Магнитная муфта 360 может включать в себя несколько состоящих из двух частей элементов. Каждый из состоящих из двух частей элементов имеет первую часть, установленную на инерционном элементе 330, и вторую часть (непоказанную), установленную на роторе 320 турбины. Первая часть и вторая часть притягиваются друг к другу магнитными полями. Например, южный полюс первой части может быть расположен вблизи северного полюса второй части и притягиваться к ней или наоборот. В некоторых осуществлениях вторая часть может отсутствовать, если ротор 320 турбины изготовлен из магнитных материалов, таких как железо, гематит, постоянные магниты или другие магнитные материалы. В таком случае магнитная муфта 360 может включать в себя несколько состоящих из одной части элементов, которые выполнены как сильные магниты и соответственно поворачивают инерционный элемент 330 и ротор 320 турбины к первой части и второй части.

[0041] Группа первых частей может быть установлена с равномерно распределенными промежутками на инерционном элементе 330; и группа вторых частей может быть установлена с равномерно распределенными промежутками на роторе 320 турбины. Во время работы группа вторых частей вращается вместе с ротором 320 турбины, при этом возбуждается вращающееся магнитное поле, которое притягивает первые части в инерционном элементе 330 для вращения в том же самом направлении. Первые части и вторые части могут быть постоянными магнитами, электромагнитами и/или комбинацией из обоих. Постоянные магниты позволяют иметь более простую или более надежную конструкцию, тогда как электромагниты позволяют иметь большую эффективность управления (например, величиной зацепления, фазой и т. д.).

[0042] Поскольку магнитная муфта 360 представляет собой непрямое соединение, для каждого подвижного элемента имеется возможность быстрого прерывания движения без одновременного влияния на другой связанный элемент. Например, инерциальный элемент 330 может резко замедляться во время работы при отдаче энергии для ускорения ротора 220 пульсаций давления бурового раствора, а ротор 320 турбины вследствие непрямого соединения не может резко замедляться. Этим обеспечивается бесперебойная работа без создания значительного дополнительного шума в буровом растворе. С другой стороны, непрямое соединение приводит к постоянной фазовой задержке инерционного элемента 330, которая не оказывает никакого влияния на рабочий режим, необходимый для достижения такой же скорости, как скорость ротора 320 турбины.

[0043] Подшипники 380 инерционного элемента могут быть осевыми подшипниками вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которые поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 380 инерционного элемента представляют собой роликовые подшипники. Инерционный элемент 330 поддерживается несколькими роликами, размещенными внутри корпуса 332 инерционного элемента. В некоторых осуществлениях подшипники 380 инерционного элемента могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и инерционным элементом 330 может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 380 инерционного элемента могут быть магнитными подшипниками, на которых инерционный элемент 330 подвешен в корпусе 332 инерционного элемента.

[0044] Инерционный элемент 330 можно изготавливать из материалов с особенно высокой плотностью, таких как свинец, вольфрам, цинк, медь, нержавеющая сталь, комбинация этих материалов, или из других металлов, которые имеют высокую плотность. В некоторых осуществлениях инерционный элемент 330 может включать в себя несколько компонентов, несколько слоев материалов и/или представлять собой однородное литое изделие. Например, более плотный и более дорогой материал, такой как золото, платина, родий и т. д., можно использовать для образования внешнего слоя или внешнего компонента, тогда как менее плотный и дешевый материал, такой как сталь, можно использовать для образования внутренней части. Этим можно сочетать требования относительно высокой плотности и приемлемой стоимости.

[0045] Инерционный элемент 330 соединен с вращательным входным элементом 342 механически. Например, в осуществлении, показанном на фиг. 3, инерционный элемент 330 с внутренней стороны находится в зацеплении с вращательным входным элементом 342 (например, с помощью зубьев зубчатого колеса). Вращательный входной элемент 342 находится в зацеплении с узлом передачи из четырех или любого количества промежуточных зубчатых колес 346b, которые поддерживаются подшипниками 355 зубчатых колес. Энергия вращения передается от инерционного элемента 330 к вращательному входному элементу 342, затем к промежуточным зубчатым колесам 346b. Эта энергия также передается к другим четырем или любому количеству промежуточных зубчатых колес 346а в случае, когда комплект из четырех или любого количества муфт 350 находится в зацеплении. Далее промежуточные зубчатые колеса 346а передают энергию к вращательному выходному элементу 344. Далее вращательный выходной элемент 344 передает энергию к валу 240 ротора пульсаций давления бурового раствора, который поддерживается некоторым количеством подшипников 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора и герметизирован уплотнением 314 вала ротора пульсаций давления бурового раствора.

[0046] В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора ограничивают и поддерживают вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора только в радиальном направлении, и вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора может перемещаться в осевом направлении. Чтобы регулировать зазор для давления, в некоторых других осуществлениях в подшипниках 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора может ограничиваться скольжение в осевом направлении всего ротора и приводного узла с помощью двигателя с шариковым ходовым винтом или другого двигателя внутри утяжеленной бурильной трубы. Уплотнением 314 вала ротора пульсаций давления бурового раствора внутренний узел передачи приводной системы герметизируется для защиты от возможного загрязнения буровым раствором, входящим в ротор 220 пульсаций давления бурового раствора. Таким образом, инерционный элемент 330 передает часть кинетической энергии бурового раствора от ротора 320 турбины к вращательному входному элементу 342, далее к промежуточным зубчатым колесам 346b и 346а, соединенным через посредство комплекта муфт 350, к вращательному выходному элементу 344 и, наконец, к валу 240 ротора пульсаций давления бурового раствора и ротору 220 пульсаций давления бурового раствора.

[0047] Передача данных обеспечивается управлением открывающим и закрывающим движением ротора 220 пульсаций давления бурового раствора. Одной основной составляющей эффективной скорости передачи данных пульсатором является период времени открытия и закрытия ротором 220 пульсаций давления бурового раствора (или аналогично клапану в большинстве случаев). Достигаемым моментом инерции и крутящим моментом активации ротора 220 пульсаций давления бурового раствора определяется показатель ускорения для этой колебательной операции. Благодаря использованию накопленной кинетической энергии инерционного элемента 330 большой мгновенный крутящий момент может быть приложен к ротору 220 пульсаций давления бурового раствора, в результате чего повышается показатель ускорения. В осуществлении, показанном на фиг. 3, передача накопленной кинетической энергии осуществляется прямым приводным механизмом из зубчатых колес и муфт (таких как промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b и муфты 350). В некоторых осуществлениях возможны другие схемы силовой передачи. Муфта 350 включает в себя одну или большое количество муфт для переключения силовой передачи между инерциальным элементом 330 и ротором 220 пульсаций давления бурового раствора. В некоторых осуществлениях многочисленные муфты можно использовать для включения или выключения управляемой временной последовательности, чтобы повышать частоту повторения импульсов и исключать возможную небольшую скорость нагрузки или разгрузки муфтового устройства.

[0048] Подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора могут быть осевыми подшипниками вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которое поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора представляют собой роликовые подшипники. Промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b поддерживаются несколькими шариковыми роликами, помещенными в корпус 335 зубчатых колес. Каждое промежуточное зубчатое колесо имеет возможность перемещаться по осевому направлению. Вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора поддерживается по меньшей мере тремя комплектами шарикоподшипников, расположенных на одной оси для приема нагрузки в радиальном направлении.

[0049] В некоторых осуществлениях подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и промежуточными зубчатыми колесами 346а и 346b, а также валом 240 ротора пульсаций давления бурового раствора может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора могут быть магнитными подшипниками, при этом промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b, а также вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора подвешены в подшипниках 355 зубчатых колес и подшипниках 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора.

[0050] Подшипники 355 зубчатых колес установлены в корпусе 335 зубчатых колес, который объединен со статором 310 турбины. Корпус 335 зубчатых колес может содержать некоторое количество гнездовых отсеков для подшипников 355 зубчатых колес. Например, в осуществлении, показанном на фиг. 3, корпус 335 зубчатых колес содержит 16 гнездовых отсеков для 16 подшипников 355 зубчатых колес. Подшипниками 355 предоставляется возможность осевого перемещения промежуточных зубчатых колес 346а и 346b, так что зубчатые колеса 346а и 346b могут сцепляться и расцепляться при приведении в действие муфты 350.

[0051] Ротор 320 турбины передает энергию вращения, поглощаемую из протекающего бурового раствора, к инерционному элементу 330. В осуществлении, показанном на фиг. 3, дополнительный двигатель 340 может также пополнять энергию вращения инерционного элемента 330 для достижения заданной частоты вращения. Дополнительный двигатель 340 может быть сцеплен с инерционным элементом 330 комплектом 345 зубчатых колес на заднем конце. Дополнительный двигатель 340 установлен в корпусе 332 инерционного элемента, то есть прикреплен к основанию 395 корпуса инерционного элемента. Основание 395 корпуса инерционного элемента может быть прикреплено к утяжеленной бурильной трубе 110 через посредство других структур (не показанных). Статор 310 турбины и основание 395 корпуса инерционного элемента соединяют приводную систему 300 с телеметрическим прибором 100 с гидроимпульсным каналом связи.

[0052] Датчик 370 частоты вращения может быть установлен вблизи вращательного входного элемента 342 в корпусе 305 узла передачи для мониторинга рабочей частоты вращения вращательного инерционного элемента 330. Датчик 370 частоты вращения может быть магнитным индуктивным датчиком, который включает в себя постоянный магнит, окруженный катушкой провода. Между датчиком 370 частоты вращения и зубьями вращательного входного элемента 342 может поддерживаться воздушный зазор. Выходное напряжение датчика 370 частоты вращения изменяется при изменении частоты вращения входного элемента 342 и поэтому отражает частоту вращения. Кроме того, могут использоваться датчики частоты вращения других видов, например оптические датчики.

[0053] Данные о частоте вращения, собираемые с помощью датчика 370 частоты вращения, можно использовать для обработки режима работы инерционного элемента 330. Результат обработки можно использовать для формирования сигналов приведения в действие по меньшей мере одной из муфт 350. Кроме того, результат обработки можно использовать для определения необходимости приведения в действие дополнительного двигателя 340, чтобы передавать дополнительную энергию к инерционному элементу 330 для поддержания определенной частоты вращения.

[0054] На заднем конце корпус 332 инерционного элемента охватывает основание 392 торсионного стержня, при этом регулировочным винтом 391 можно изменять относительное положение корпуса 332 инерционного элемента и основания 395 корпуса инерционного элемента. Основание 392 торсионного стержня соединено с ротором 220 пульсаций давления бурового раствора через посредство торсионного стержня 390 и вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Поэтому путем изменения относительного положения корпуса 332 инерционного элемента и основания 395 корпуса инерционного элемента регулировочным винтом 391 можно непосредственно изменять относительное положение (то есть зазор для давления) вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора и ротора 220 пульсаций давления бурового раствора относительно статора 210 пульсаций давления бурового раствора. Чтобы регулировать зазор для давления, в некоторых осуществлениях можно осуществлять скольжение всего приводного и роторного узла вместе с ограниченными в осевом направлении подшипниками 315 внутри утяжеленной бурильной трубы.

[0055] Корпус 332 инерционного элемента поддерживает гнезда 387 подшипников ротора турбины, которые принимают подшипники 385 ротора турбины, предназначенные для ротора 320 турбины. Подшипники 385 ротора турбины поддерживают ротор 320 радиально. Подшипники 385 могут быть осевыми подшипниками вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которые поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 385 представляют собой роликовые подшипники. Ротор 320 турбины поддерживается несколькими роликами, размещенными вокруг гнезд 387 подшипников турбины ротора и изолированными от бурового раствора соответствующими уплотнениями 388. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и ротором 320 турбины может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть магнитными подшипниками, на которых ротор 320 турбины подвешен вокруг корпуса 332 инерционного элемента.

[0056] Во время работы буровой раствор входит в статор 210 пульсаций давления бурового раствора через каналы 120 бурового раствора. Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора закрывает и открывает каналы 120 бурового раствора в колебательном режиме. Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора приводится в движение валом 240 ротора пульсаций давления бурового раствора, который получает энергию вращения от вращательного выходного элемента 344. Вращательный выходной элемент 344 приводится в движение вращательным входным элементом 342 через механизм передачи, который включает в себя промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b и муфты 350. Вращательный входной элемент 342 объединен с инерционным элементом 330, который магнитно связан с ротором 320 турбины и механически соединен с дополнительным двигателем 340. Ротор 320 турбины преобразует часть кинетической энергии бурового раствора в кинетическую энергию вращения инерционного элемента 330.

[0057] Инерционный элемент 330 имеет значительно большую инерцию, чем ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и цепь привода от вращательного входного элемента 342 к валу 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Это позволяет использовать вращательный инерционный элемент 330 в качестве источника момента. Когда муфты 350 находятся в зацеплении с приводной цепью между инерционным элементом 330 и ротором 220 пульсаций давления бурового раствора, может быть получено большое ускорение ротора 220 пульсаций давления бурового раствора. Это позволяет иметь намного меньшее время выхода на рабочий режим ротора 220 пульсаций давления бурового раствора для перемещения из нейтрального положения в закрытое положение. В процессе приведения в действие торсионный стержень 390 упруго деформируется. Когда муфты 350 расцепляют ротор 220 пульсаций давления бурового раствора, из торсионного стержня 390 высвобождается накопленная упругая энергия, и ротор 220 пульсаций давления бурового раствора возвращается обратно в нейтральное положение.

[0058] Компоненты, показанные на фиг. 3, можно изготавливать из материалов, которые являются достаточно прочными для выполнения их функций. Например, торсионный стержень 390 следует изготавливать из материала, имеющего определенные конструктивные параметры, чтобы при нагрузке он возвращал ротор пульсаций давления бурового раствора обратно в положение открытия, но чтобы при этом не происходила пластическая деформация.

[0059] На фиг. 3А представлен увеличенный местный разрез по А-А приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. На увеличенном виде показаны детали одного варианта осуществления муфты 350, используемой для сцепления и расцепления промежуточных зубчатых колес 346а и 346b. Четыре муфты 350 используются для четырех комплектов промежуточных зубчатых колес 346а и 346b. Каждая муфта 350 включает в себя гнездовой муфтовый соединитель 410, штыревой муфтовый соединитель 440, подшипник 430 муфты и привод 420 муфты. Гнездовой муфтовый соединитель 410 может быть сцеплен со штыревым муфтовым соединителем 440 благодаря зацеплению зубьев 450 штыревого соединителя в гнездовом муфтовом соединителе 410. Во время работы привод 420 муфты перемещает гнездовой муфтовый соединитель 410, который объединен с промежуточным зубчатым колесом 346b, в осевом направлении для зацепления со штыревым муфтовым соединителем 440.

[0060] Привод 420 муфты может быть предварительно подвергнут натяжению пружиной, так что когда привод 420 муфты выключается, гнездовой муфтовый соединитель 410 может возвращаться в исходное положение под действием пружины. Подшипник 430 муфты позволяет предварительно растянутой пружине воздействовать на промежуточное зубчатое колесо 346b без создания значительного трения в осевом направлении. Гнездовой муфтовый соединитель 410 может быть объединен с промежуточным зубчатым колесом 346b при использовании фитинга с шестиугольным поперечным сечением, шпоночного фитинга или других соединителей, которые предотвращают относительное вращательное движение. Точно так же штыревой муфтовый соединитель 440 может быть объединен с промежуточным зубчатым колесом 346а при использовании фитинга с шестиугольным поперечным сечением, шпоночного фитинга или других соединителей, которые предотвращают относительное вращательное движение.

[0061] В некоторых осуществлениях в качестве муфты 350 могут использоваться муфты других видов, такие как фрикционные или магнитные муфты, которые при зацеплении соединяют два вала фрикционными пластинами. Для таких дисковых фрикционных поверхностей могут использоваться различные материалы, обычно сложная органическая смола с медной проволокой в наружном покрытии или керамический материал.

[0062] На фиг. 4 представлен разрез по В-В приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. На этом виде буровой раствор «вытекает» из листа. В некоторых осуществлениях ротор 220 пульсаций давления бурового раствора может иметь усиленную ребрами структуру, вследствие чего используется меньше материала, и общий вес ротора 220 пульсаций давления бурового раствора может быть снижен. Кроме того, это позволяет иметь ротор 220 пульсаций давления бурового раствора с небольшой инерцией, которая пропорциональна его массе, при этом сам ротор более чувствителен к входному воздействию.

[0063] Вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора передает крутящий момент к ротору 220 пульсаций давления бурового раствора с помощью шпонки 230 ротора пульсаций давления бурового раствора. Шпонка 230 ротора пульсаций давления бурового раствора может быть призматической шпонкой, сегментной шпонкой, клиновой шпонкой или шпонкой другого вида (например, такой как шпонка с закругленными концами). Кроме того, для соединения вала и ротора можно использовать шлицевое или термообжимное устройство сопряжения и/или аналогичные средства.

[0064] На фиг. 5 представлен разрез по С-С приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Четыре промежуточных планетарных зубчатых колеса 346а равномерно распределены вокруг центрального зубчатого колеса, прикрепленного к вращательному выходному элементу 344. В некоторых осуществлениях может использоваться иное количество промежуточных зубчатых колес 346а, такое как 8, 12 и т. д. При повышенном количестве может обеспечиваться передача более высокого крутящего момента; однако также может возрастать сложность системы и, следовательно, снижаться надежность и повышаться стоимость. Торсионный стержень 390 связан с вращательным выходным элементом 344 за счет использования гексагонального поперечного сечения. Корпус 335 зубчатых колес может охватывать промежуточные зубчатые колеса с зазором, при котором обеспечивается необходимая смазка. Например, зазор может быть меньше при использовании вязкой смазки, предназначенной для больших интервалов между циклами технического обслуживания, и зазор может быть больше при использовании менее вязкой смазки, предназначенной для работы с большой скоростью.

[0065] Статор 310 турбины установлен в корпус 305 узла передачи и закреплен относительно утяжеленной бурильной трубы 110. Статор 310 турбины может иметь некоторое количество лопаток, равномерно распределенных по окружности внутри утяжеленной бурильной трубы 110. В осуществлении, показанном на фиг. 5, статор 310 турбины имеет 12 узких лопаток, каждая из которых имеет спиральную форму для приема входящего бурового раствора. Лопатки статора турбины воздействуют на буровой раствор в соответствии со спиральной формой, придавая угловую скорость буровому раствору. Повышение скорости вращения будет оказывать воздействие на ротор 320 турбины с достижением более эффективной работы. В некоторых осуществлениях статор 310 турбины может иметь иное число лопаток, а каждая лопатка может иметь особую спиральную форму или шаг, определяемый ожидаемыми скоростью, плотностью, вязкостью и другими физическими показателями бурового раствора. Например, в случае бурового раствора с относительно высокой скоростью, низкой плотностью и/или небольшой вязкостью использованием большого количества (то есть 15, 20 и т. д.) и малого шага спиральных лопаток можно улучшить характеристики, и наоборот.

[0066] На фиг. 6 приведен разрез по D-D приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Другие четыре промежуточных планетарных зубчатых колеса 346b равномерно распределены вокруг центрального зубчатого колеса, прикрепленного к вращательному входному элементу 342. В некоторых осуществлениях может использоваться иное количество промежуточных зубчатых колеса 346b, такое как 8, 12 и т. д. При повышенном количестве может обеспечиваться передача более высокого крутящего момента; однако также может возрастать сложность системы и, следовательно, снижаться надежность и повышаться стоимость. Торсионный стержень 390 сцепляется с вращательным входным элементом 342 и отцепляется от него благодаря использованию зазора, имеющего в поперечном сечении вид кругового отверстия (то есть цилиндрическая внутренняя сторона вращательного входного элемента 342 может свободно вращаться относительно цилиндрической внешней стороны торсионного стержня 390 при значительном зазоре). Корпус 332 инерционного элемента и корпус 305 узла передачи могут охватывать промежуточные зубчатые колеса в отсеке, вследствие чего будет обеспечиваться необходимая смазка.

[0067] Ротор 320 турбины свободно вращается вокруг корпуса 332 инерционного элемента. Ротор 320 турбины приводится в движение буровым раствором (который протекает вниз по стволу скважины в направлении, соответствующем «втеканию» в лист). Ротор 320 турбины может иметь некоторое количество лопаток, равномерно распределенных по окружности внутри утяжеленной бурильной трубы 110. В осуществлении, показанном на фигуре 6, ротор 320 турбины имеет 10 узких лопаток, каждая из которых имеет спиральную форму, для приема входящего бурового раствора. Буровой раствор воздействует на лопатки и вызывает вращение ротора 320 турбины, поскольку направление момента бурового раствора изменяется в соответствии со спиральной формой, вследствие чего создается составляющая силы, которой прикладывается крутящий момент для вращения ротора 320 турбины. В некоторых осуществлениях ротор 320 турбины может иметь иное число лопаток, а каждая лопатка может иметь особую спиральную форму или шаг, определяемые ожидаемыми скоростью, плотностью, вязкостью и другими физическими показателями бурового раствора. Например, в случае бурового раствора с относительно высокой скоростью, низкой плотностью и/или небольшой вязкостью использованием большого количества (то есть 12, 16 и т. д.) и малого шага спиральных лопаток можно улучшить характеристики, и наоборот.

[0068] На фиг. 7 показан пример способа использования типового телеметрического блока с гидроимпульсным каналом связи для генерирования сигналов с высокой частотой взятия отсчетов согласно настоящему раскрытию. На этапе 705 телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи, такой как телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи из фиг. 1, располагают в бурильной колонне. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя механизм, который генерирует флуктуацию давления в буровом растворе, измерительное устройство, которое измеряет скорости и давление, и приводное устройство, которое приводит в действие телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи. Например, механизмом, генерирующим флуктуацию давления, может быть пульсатор 200, а приводным устройством может быть приводная система 300 из фиг. 3.

[0069] На этапе 710 буровой раствор протекает вниз через телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи. Буровые растворы могут быть жидкостями на водной основе, неводными жидкостями и газовыми средами. Например, буровые растворы могут быть водой, соленой водой и другими жидкостями на водной основе (такими как жидкая коллоидальная глина, глинисто-полимерные жидкости и полимерные жидкости). Кроме того, буровые растворы могут быть синтетическими жидкостями (такими как растительные эфиры, поли-альфа-олефины, внутренние олефины, линейные альфа-олефины, синтетические парафины и линейные алкилбензолы), дизельным маслом, минеральным маслом и другими неводными жидкостями. Газовые среды могут включать в себя сухой газ, пыль, пену, газифицированный буровой раствор и/или газовые среды других видов.

[0070] На этапе 715 буровой раствор приводит во вращение ротор турбины телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи. Ротор турбины превращает часть кинетической энергии проходящего бурового раствора во вращение. Через посредство магнитной муфты на этапе 720 ротор турбины передает энергию вращения к вращательному инерционному элементу. Кроме того, вращательный инерционный элемент соединен с дополнительным двигателем. Это соединение может быть муфтой прямой передачи, магнитной или фрикционной муфтой и т. д. Дополнительный двигатель может способствовать начальному пуску инерционного элемента и/или обеспечивать дополнительную энергию вращения для достижения заданной частоты вращения. Поэтому на этапе 725 дополнительный двигатель может быть приведен во вращение для содействия вращению вращательного инерционного элемента.

[0071] На этапе 730 достигается заданная частота вращения вращательного инерционного элемента, и определенное количество кинетической энергии накапливается в инерционном элементе. На этом этапе кинетическая энергия количественно выражается частотой вращения инерционного элемента. Для ее измерения может использоваться датчик частоты вращения, например использоваться датчик 370 частоты вращения из осуществления, показанного на фиг. 3. Процесс количественного определения может включать в себя вывод с датчика данных, включающих в себя частоту вращения вращательного инерционного элемента, и прием данных о частоте вращения в процессоре. В некоторых осуществлениях процессор последовательно вычисляет и выводит сигнал приведения в действие для муфтовой передачи, чтобы, как показано, например, на фиг. 3, муфтовая передача 350 могла быть введена в зацепление для передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента 330 к ротору 220 пульсаций давления бурового раствора.

[0072] Затем на этапе 740 энергия вращения передается муфтовой передачей к ротору пульсаций давления бурового раствора. В таком случае после процесса количественного определения на основании этапа 730 процессор может вычислить и вывести сигнал приведения в действие для по меньшей мере одной муфты, чтобы муфта могла передавать синхронизированные всплески энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Этим на этапе 745 ускоряется управляемое вращательно-колебательное движение ротора пульсаций давления бурового раствора. В некоторых осуществлениях для снижения времени повторной нагрузки могут предусматриваться дополнительные муфты. Процессор может использоваться для вычисления периода времени зацепления муфты на основании входных данных о частоте вращения и массе вращательного инерционного элемента. Благодаря использованию энергии, накапливаемой во вращательном инерционном элементе, можно значительно снижать время выхода на рабочий режим вращения ротора пульсаций давления бурового раствора. Кроме того, по этой причине энергия, накапливаемая во вращательном инерционном элементе, ускоряет инициирование импульсов.

[0073] На этапе 750 ротор пульсаций давления бурового раствора закрывает канал бурового раствора и поэтому блокирует поток бурового раствора через гидравлический пульсатор. На этапе 755 этим создается флуктуация положительного импульса давления. Колебанием ротора пульсаций давления бурового раствора создается последовательность импульсов давления, которые на этапе 760 измеряются датчиками давления. На этапе 765 измеренные данные обрабатываются. Упругий деформируемый торсионный стержень, соединенный с гидравлическим пульсатором, предусмотрен для поворота между импульсами гидравлического пульсатора из колебательного (замкнутого) положения обратно в нейтральное (разомкнутое) положение с использованием упругой энергии, накопленной в торсионном стержне.

[0074] Описаны несколько осуществлений. Однако должно быть понятно, что могут быть сделаны различные модификации. Кроме того, способ 300 может включать в себя меньше этапов, чем показано, или больше этапов, чем показано. В дополнение к этому показанные этапы способа 300 можно выполнять в соответствующем показанном порядке или в порядке, отличающемся от показанного. Например, способ 300 можно выполнять одновременно (например, по существу или как-либо иначе). Кроме того, возможны другие варианты и другие этапы. В соответствии с этим другие варианты осуществления находятся в объеме нижеследующей формулы изобретения.

1. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи для использования в бурильной колонне, имеющей буровой раствор, протекающий в ней, содержащий:
пульсатор, расположенный в бурильной колонне, при этом пульсатор включает в себя:
невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора, и
ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора;
и приводную систему, при этом приводная система содержит:
статор турбины,
ротор турбины,
по существу цилиндрический вращательный инерционный элемент, образованный из материала с высокой плотностью, при этом вращательный инерционный элемент магнитно связан с ротором турбины, причем инерционный элемент в рабочем состоянии соединен на первом конце с ротором пульсаций давления бурового раствора; при этом вращательный инерционный элемент при вращении имеет большую инерцию, чем инерция ротора пульсаций давления бурового раствора.

2. Прибор по п. 1, в котором энергия вращения передается от ротора турбины приводной системы к вращательному инерционному элементу с помощью магнитной связи.

3. Прибор по п. 1, в котором вращательный инерционный элемент в рабочем состоянии соединен на втором конце с дополнительным двигателем.

4. Прибор по п. 3, в котором дополнительный двигатель предназначен для пополнения энергии вращения, придаваемой вращательному инерционному элементу приводной системой.

5. Прибор по п. 1, дополнительно включающий в себя комплект зубчатых колес, расположенный в промежутке между ротором пульсаций давления бурового раствора и ротором турбины, при этом указанный комплект зубчатых колес имеет первый вращательный входной элемент и по меньшей мере один вращательный выходной элемент, причем комплект зубчатых колес выполнен с возможностью передачи энергии вращения от ротора турбины к ротору пульсаций давления бурового раствора.

6. Прибор по п. 5, в котором комплект зубчатых колес дополнительно включает в себя по меньшей мере одно промежуточное зубчатое колесо, расположенное между входным элементом и выходным элементом из комплекта зубчатых колес.

7. Прибор по п. 6, дополнительно включающий в себя по меньшей мере одну муфту, в рабочем состоянии соединенную с по меньшей мере одним промежуточным зубчатым колесом из комплекта зубчатых колес.

8. Прибор по п. 7, дополнительно включающий в себя множество муфт, предназначенных для передачи синхронизированных всплесков энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора.

9. Прибор по п. 7, дополнительно включающий в себя датчик частоты вращения, предназначенный для вывода данных о частоте вращения вращательного инерционного элемента в процессор, при этом процессор предназначен для вычисления и вывода сигнала на
приведение в действие по меньшей мере одной муфты для вхождения в зацепление и передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора.

10. Прибор по п. 9, в котором процессор предназначен для вычисления периода времени для зацепления муфты на основании входных данных о частоте вращения и массе вращательного инерционного элемента.

11. Прибор по п. 1, дополнительно включающий в себя упруго деформируемый торсионный стержень, расположенный между основанием торсионного стержня и валом ротора пульсаций давления бурового раствора, при этом указанный торсионный стержень предназначен для деформирования и накапливания упругой энергии после того, как стержень передает крутящий момент от основания торсионного стержня к ротору пульсаций давления бурового раствора, и высвобождения указанной накопленной упругой энергии для обеспечения восстанавливающего крутящего момента обратного вращения.

12. Прибор по п. 1, в котором вращательный инерционный элемент выполнен из материала, имеющего большую плотность, чем плотность материала, из которого образован ротор пульсаций давления бурового раствора.

13. Способ гидроимпульсной скважинной телеметрии для использования в бурильной колонне, имеющей буровой раствор, протекающий в ней, включающий этапы, на которых:
размещают телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи в бурильной колонне, при этом указанный телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи включает в себя:
пульсатор, имеющий невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора, и
приводную систему, имеющую статор турбины, ротор турбины и в целом цилиндрический вращательный инерционный элемент, имеющий массу, которая больше массы ротора пульсаций давления бурового раствора;
осуществляют протекание бурового раствора вниз по бурильной колонне и через телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи;
осуществляют вращение ротора турбины с помощью бурового раствора, протекающего через прибор;
осуществляют вращение вращательного инерционного элемента с помощью магнитной связи элемента с вращающимся ротором турбины приводной системы и создают инерцию вращательного инерционного элемента, которая больше, чем инерция ротора пульсаций давления бурового раствора;
накапливают потенциальную энергию при вращении вращательного инерционного элемента;
передают энергию вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора; и
ускоряют ротор пульсаций давления бурового раствора при управляемом вращательно-колебательном движении для блокирования потока бурового раствора через статор пульсаций давления бурового раствора для генерирования множества положительных импульсов давления в буровом растворе в бурильной колонне.

14. Способ по п. 13, в котором дополнительно:
приводят во вращение дополнительный двигатель, соединенный с вращательным инерционным элементом, для добавления энергии вращения вращательному инерционному элементу.

15. Способ по п. 13, в котором дополнительно:
устанавливают множество муфт в комплект зубчатых колес;
передают синхронизированные всплески энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора через посредство муфт и комплекта зубчатых колес.

16. Способ по п. 15, в котором дополнительно осуществляют:
вывод данных, включающих в себя частоту вращения вращательного инерционного элемента, с датчика частоты вращения;
прием данных о частоте вращения в процессоре; вычисление и вывод с процессора сигнала приведения в действие для по меньшей мере одной муфты;
прием сигнала приведения в действие на по меньшей мере одной муфте и приведение муфты в зацепление для передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора.

17. Способ по п. 16, в котором дополнительно:
вычисляют период времени для зацепления муфты на основании входных данных о частоте вращения и массе вращательного инерционного элемента.

18. Способ по п. 17, в котором дополнительно:
снижают время выхода на рабочий режим вращения ротора пульсаций давления бурового раствора вследствие большей инерции вращательного инерционного элемента по сравнению с инерцией вращающегося ротора пульсаций давления бурового раствора.

19. Способ по п. 13, в котором дополнительно:
обеспечивают ускорение инициирования импульсов путем
использования потенциальной энергии, накапливаемой при вращении вращательного инерционного элемента.

20. Способ по п. 13, в котором дополнительно:
устанавливают дополнительные муфты для снижения времени повторной нагрузки муфты.

21. Способ по п. 13, в котором дополнительно:
устанавливают упругий деформируемый торсионный стержень, соединенный с гидравлическим пульсатором; и
осуществляют поворот гидравлического пульсатора из положения колебаний обратно в нейтральное положение с использованием упругой энергии, накопленной в торсионном стержне.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.
В заявке описан акустический излучатель, содержащий акустическую диафрагму, предназначенную для передачи акустических волн в среду, узел пьезоэлектрического актюатора, деформируемого в осевом направлении под действием приложенного электрического сигнала, и упругий материал с высокой степенью несжимаемости, расположенный между пьезоэлектрическим актюатором и акустической диафрагмой и предназначенный для передачи волн давления на акустическую диафрагму в результате движения пьезоэлектрического актюатора.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинных сейсморазведочных мероприятий. Заявлен способ скважинной сейсморазведки, заключающийся в возбуждении упругих колебаний каким-либо источником, устанавливаемым в приповерхностной зоне, и регистрации сейсмических колебаний.

Устройство для измерения спектральных характеристик геоакустических шумов в скважине, содержащее в скважинном приборе три взаимно ортогональных датчика геоакустических сигналов, коммутатор датчиков, усилитель, микроконтроллер со встроенным высокоскоростным аналого-цифровым преобразователем, датчик температуры, предназначенный для непосредственной корректировки результатов измерений, автономный блок питания, блок контроля питающего напряжения, SD карту для хранения получаемой информации, коммутатор SD карты для возможности переключения режимов работы по протоколам SPI и ММС, блок сопряжения с персональным компьютером по протоколу СОМ для настройки параметров работы устройства, блок сопряжения с персональным компьютером по протоколу MMC-USB для передачи данных измерений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при каротажных работах. Сущность: устройство содержит следующие элементы: датчики (1-3) геоакустических сигналов, первый коммутатор (4), первый усилитель (5), блок фильтров (6), блок выпрямителей (7), второй коммутатор (8), аналого-цифровой преобразователь (9), блок (10) передачи цифрового сигнала, датчик (11) магнитной восприимчивости, измерительная схема (12) магнитометра, аналоговые запоминающие устройства (13, 14), вычитающий усилитель (15), генератор (16) прямоугольного напряжения, ферритовая антенна (17), третий коммутатор (18), три конденсатора (19), второй усилитель (20), смеситель (21), фильтр нижних частот (22), переключаемый генератор (23), выпрямитель (24), блок (25) управления, блок (26) питания.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения свойств горных пород в процессе акустического каротажа. Акустическое каротажное устройство содержит по меньшей мере один излучатель и по меньшей мере два приемника, причем приемники расположены в точках с разными азимутальными координатами и выполнены с возможностью проведения измерений волнового поля в точках, расположенных на разных расстояниях от вертикальной оси устройства.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп.

Группа изобретений относится к скважинному измерительному прибору, который может быть использован в горнодобывающей промышленности, а также к способу изготовления соединительного устройства связи для данного прибора.

Изобретение относится к нефтепромысловой геофизике и может быть использовано в процессе акустического каротажа. Согласно заявленному изобретению обеспечивается моделирование реального акустического волнового сигнала и полное дистанционное тестирование прибора акустического каротажа в полевых условиях путем разложения входного акустического волнового сигнала на спектральные составляющие и сравнение полученной спектральной характеристики с эталонной спектральной характеристикой.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при геофизических исследованиях в скважинах. Скважинная геофизическая аппаратура содержит геофизический кабель с кабельным наконечником и герметичный корпус с находящимися внутри него датчиками для регистрации параметров геофизического поля, например сейсмоприемниками.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта. Техническим результатом является повышение точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами.

Изобретение относится к способам скважинной сейсморазведки. Техническим результатом является повышение надежности определения пространственной ориентации системы трещин гидроразрыва и ее размеров.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при оценке продуктивности скважины и эффективности ее эксплуатации. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинной сейсморазведки. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа скважин. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек на всем протяжении ствола скважины. Множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой. Процессор определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх