автоматическая система нисходящей линии связи

Формула изобретения

1. Система нисходящей линии связи, включающая в себя:

по меньшей мере, один буровой насос, предназначенный для нагнетания бурового раствора из резервуара для хранения бурового раствора к буровому оборудованию;

напорную магистраль, связанную с возможностью протекания жидкости с буровым насосом и связанную с возможностью протекания жидкости с буровым оборудованием;

выкидную линию, связанную с возможностью протекания жидкости с буровым оборудованием и предназначенную для возврата бурового раствора в резервуар для хранения бурового раствора; и

модулятор для бурового раствора, связанный с возможностью протекания жидкости, по меньшей мере, с одним элементом из группы, состоящей из напорной магистрали и выкидной линии.

2. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор для бурового раствора расположен на одной линии с напорной магистралью.

3. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор для бурового раствора расположен на одной линии с выкидной линией.

4. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор для бурового раствора расположен в обводной магистрали, которая связана с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью.

5. Система нисходящей линии связи по п.4, в которой обводная магистраль связана с возможностью протекания жидкости с выкидной линией.

6. Система нисходящей линии связи по п.4, в которой обводная магистраль расположена с возможностью выпуска бурового раствора в резервуар для хранения бурового раствора.

7. Система нисходящей линии связи по п.1, дополнительно включающая в себя ограничитель потока.

8. Система нисходящей линии связи по п.7, в которой ограничитель потока расположен по ходу течения до модулятора для бурового раствора.

9. Система нисходящей линии связи по п.7, в которой ограничитель потока расположен по ходу течения за модулятором для бурового раствора.

10. Система нисходящей линии связи по п.7, в которой ограничитель потока расположен параллельно модулятору для бурового раствора.

11. Система нисходящей линии связи по п.1, дополнительно включающая в себя дивертор.

12. Система нисходящей линии связи по п.11, в которой дивертор расположен до модулятора по ходу течения.

13. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор для бурового раствора соединен в рабочем положении с электронной системой управления.

14. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор расположен параллельно направлению потока.

15. Система нисходящей линии связи по п.1, в которой модулятор расположен перпендикулярно направлению потока.

16. Способ передачи сигнала нисходящей линии связи, включающий в себя:

закачивание бурового раствора из устройства для хранения к скважинному буровому инструменту; и

избирательное приведение в действие модулятора для создания импульсов в буровом растворе.

17. Способ по п.16, в котором модулятор расположен в напорной магистрали.

18. Способ по п.16, в котором модулятор расположен в выкидной линии.

19. Способ по п.16, в котором модулятор расположен в обводной магистрали.

20. Способ по п.16, в котором модулятор приводят в действие одновременно с операциями бурения.

21. Управляющее устройство для насоса для генерирования сигнала нисходящей линии связи, выполненного с возможностью нагнетания бурового раствора из устройства для хранения к скважинному инструменту, содержащее:

по меньшей мере, одно исполнительное устройство, соединенное с пультом управления насосом; и,

по меньшей мере, один соединитель, соединенный с, по меньшей мере, одним исполнительным устройством и механизмом управления насосом, предусмотренным в пульте управления.

22. Управляющее устройство по п.21, в котором механизм управления насосом представляет собой маховичок для управления насосом.

23. Управляющее устройство по п.21, в котором механизм управления насосом представляет собой рычаг управления насосом.

24. Управляющее устройство по п.21, в котором, по меньшей мере, одно исполнительное устройство магнитным путем соединено с пультом управления.

25. Управляющее устройство по п.21, в котором, по меньшей мере, один соединитель включает в себя соединительную тягу.

26. Управляющее устройство по п.21, в котором, по меньшей мере, один соединитель включает в себя приводной ремень.

27. Управляющее устройство по п.26, в котором, по меньшей мере, один механизм управления насосом включает в себя маховичок для управления насосом, имеющий ножку, и приводной ремень соединен в рабочем положении с ножкой.

28. Управляющее устройство по п.21, в котором, по меньшей мере, один соединитель включает в себя приводное колесо.

29. Управляющее устройство по п.28, в котором, по меньшей мере, одно исполнительное устройство дополнительно включает в себя прижимной рычаг.

30. Способ генерирования сигнала линии нисходящей связи, включающий в себя:

нагнетание бурового раствора из устройства для хранения к скважинному буровому инструменту путем использования насоса;

соединение исполнительного устройства с пультом управления насосом;

соединение исполнительного устройства с устройством управления насосом на пульте управления насосом; и

создание импульса в потоке бурового раствора путем селективного управления устройством управления насосом с помощью исполнительного устройства.

31. Способ по п.30, в котором создание импульса выполняют одновременно с операциями бурения.

32. Система нисходящей линии связи, включающая в себя:

трубу для прохода бурового раствора от приемной емкости для бурового раствора к скважинному буровому инструменту;

буровой насос, соединенный в рабочем положении с трубой, при этом буровой насос имеет множество нагнетательных элементов; и

устройство управления снижением производительности насоса, соединенное в рабочем положении, по меньшей мере, с одним из множества нагнетательных элементов для избирательного снижения производительности, по меньшей мере, одного из множества нагнетательных элементов.

33. Система нисходящей линии связи по п.32, в которой устройство управления снижением производительности насоса соединено в рабочем положении с впускным клапаном, по меньшей мере, одного из множества нагнетательных элементов.

34. Способ генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающий в себя:

нагнетание бурового раствора из устройства для хранения к скважинному буровому инструменту путем использования, по меньшей мере, одного бурового насоса, имеющего множество нагнетательных элементов; и

создание импульса в потоке бурового раствора путем избирательного снижения производительности, по меньшей мере, одного из множества нагнетательных элементов.

35. Система нисходящей линии связи, включающая в себя:

по меньшей мере, один главный буровой насос, связанный с возможностью протекания жидкости с резервуаром для бурового раствора у всасывающего отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса и связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса; и поршневой насос нисходящей линии связи, связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия поршневого насоса нисходящей линии связи.

36. Система нисходящей линии связи по п.35, в которой насос нисходящей линии связи связан с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у всасывающего отверстия поршневого насоса нисходящей линии связи.

37. Система нисходящей линии связи по п.35, в которой буровой раствор проходит в насос нисходящей линии связи и из насоса нисходящей линии связи через нагнетательное отверстие поршневого насоса нисходящей линии связи.

38. Система нисходящей линии связи по п.35, в которой поршневой насос нисходящей линии связи связан с возможностью протекания жидкости с резервуаром для бурового раствора у всасывающего отверстия поршневого насоса нисходящей линии связи.

39. Система нисходящей линии связи по п.35, в которой поршневой насос нисходящей линии связи представляет собой диафрагменный насос.

40. Система нисходящей линии связи по п.35, дополнительно включающая в себя второй поршневой насос нисходящей линии связи.

41. Способ генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающий в себя:

нагнетание бурового раствора из приемной емкости для бурового раствора к скважинному буровому инструменту с номинальной скоростью потока; и избирательное попеременное увеличение и уменьшение расхода потока бурового раствора путем использования насоса нисходящей линии связи, имеющего всасывающее отверстие, которое связано с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью, и имеющего нагнетательное отверстие, которое связано с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью.

42. Система нисходящей линии связи, включающая в себя:

по меньшей мере, один главный буровой насос, связанный с возможностью протекания жидкости с резервуаром для бурового раствора у всасывающего отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса и связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса; и электронные схемы, соединенные в рабочем положении с, по меньшей мере, одним главным буровым насосом и выполненные с возможностью модуляции скорости работы, по меньшей мере, одного главного бурового насоса.

43. Способ генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающий в себя:

приведение в действие, по меньшей мере, одного главного бурового насоса для нагнетания бурового раствора из устройства для хранения к скважинному буровому инструменту; и

включение электронных схем, которые соединены в рабочем положении с, по меньшей мере, одним главным буровым насосом, для модуляции скорости работы, по меньшей мере, одного главного бурового насоса.

Описание изобретения к патенту

Уровень техники

Скважины, как правило, бурят в земле для извлечения природных залежей углеводородов и других желательных материалов, захваченных в геологических формациях в коре Земли. Скважину, как правило, бурят путем использования бурового долота, прикрепленного к нижнему концу бурильной колонны. Скважину бурят так, что она проходит через подповерхностные пласты, содержащие захваченные материалы, и материалы могут быть извлечены.

На нижнем конце бурильной колонны находится оборудование низа бурильной колонны (BHA - bottom hole assembly). Оборудование низа бурильной колонны включает в себя буровое долото вместе с датчиками, механизмами управления и необходимыми электронными схемами. Типовое оборудование низа бурильной колонны включает в себя датчики, которые измеряют различные характеристики пласта и флюида, который содержится в пласте. Оборудование низа бурильной колонны также может включать в себя датчики, которые определяют ориентацию и положение оборудования низа бурильной колонны.

Операциями бурения управляет оператор, находящийся на поверхности. Вращение бурильной колонны с заданной скоростью осуществляется с помощью роторного стола или верхнего привода на поверхности, и оператор регулирует нагрузку на долото и другие рабочие параметры процесса бурения.

Другой аспект бурения и контроля за скважиной относится к промывочной жидкости, называемой «буровым раствором». Буровой раствор представляет собой жидкость, которую закачивают с поверхности к буровому долоту посредством бурильной колонны. Буровой раствор служит для охлаждения и смазки бурового долота, и он уносит буровой шлам обратно к поверхности. Плотность бурового раствора тщательно регулируют для поддержания гидростатического давления в стволе скважины на заданных уровнях.

Для того, чтобы оператору стало известно о данных измерений, выполненных датчиками, предусмотренными в оборудовании низа бурильной колонны, и для того, чтобы оператор мог регулировать направление бурового долота, необходима связь между оператором на поверхности и оборудованием низа бурильной колонны. «Нисходящая линия связи (downlink)» представляет собой связь в направлении от поверхности к оборудованию низа бурильной колонны. Основываясь на данных, собранных датчиками в оборудовании низа бурильной колонны, оператор может захотеть направить команду оборудованию низа бурильной колонны. Обычной командой является команда для оборудования низа бурильной колонны изменить направление бурения.

Аналогичным образом, «восходящая линия связи (uplink)» представляет собой связь в направлении от оборудования низа бурильной колонны к поверхности. Восходящая линия связи, как правило, представляет собой связь для передачи данных, собранных датчиками в оборудовании низа бурильной колонны. Например, оператору часто важно иметь представление об ориентации оборудования низа бурильной колонны. Таким образом, данные, относящиеся к ориентации и собранные датчиками в оборудовании низа бурильной колонны, часто передаются на поверхность. Восходящие линии связи также используются для подтверждения того, что команда, переданная по нисходящей линии связи, была правильно понята.

Один распространенный способ связи называют «телеметрией по гидроимпульсному каналу связи». Телеметрия по гидроимпульсному каналу связи представляет собой способ передачи сигналов или с поверхности к оборудованию низа бурильной колонны (сигналов нисходящей линии связи), или от оборудования низа бурильной колонны к поверхности (сигналов восходящей линии связи) путем создания импульсов давления и/или импульсов скорости потока в буровом растворе. Эти импульсы могут быть распознаны датчиками в месте приема. Например, при команде, передаваемой по нисходящей линии связи, изменение давления или скорости потока бурового раствора, закачиваемого вниз по бурильной колонне, может быть распознано датчиком в оборудовании низа бурильной колонны. Характеристики импульсов, такие как частота и амплитуда, могут быть определены датчиками и преобразованы так, что команда может быть понята оборудованием низа бурильной колонны.

Телеметрия по гидроимпульсному каналу связи хорошо известна в области бурения. Распространенный способ передачи по нисходящей линии связи, характерный для известного уровня техники, включает в себя временное прерывание операций бурения с тем, чтобы буровые насосы на поверхности можно было периодически включать и выключать для создания импульсов. Операции бурения должны быть прерваны, поскольку надлежащая работа бурового долота требует наличия непрерывного потока бурового раствора. Таким образом, бурение должно быть прекращено, пока циклически повторяют включение и выключение буровых насосов.

На фиг.1А показана система 100 телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, характерная для известного уровня техники. Система 100 включает в себя буровой насос 102, который обеспечивает нагнетание бурового раствора с поверхности к оборудованию 112 низа бурильной колонны и обратно к поверхности. Типовая буровая установка имеет несколько буровых насосов, которые взаимодействуют для закачивания бурового раствора. Буровые насосы представляют собой поршневые насосы, которые способны обеспечить нагнетание с постоянной скоростью потока при любом давлении. Эти насосы схематично представлены в виде одного насоса 102.

Буровой раствор из резервуара 104 для хранения бурового раствора закачивают посредством насоса 102 в напорную магистраль 108 и вниз по бурильной колонне 110 к буровому долоту 114, расположенному в нижней части оборудования 112 низа бурильной колонны. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 110 через отверстия (не показанные) в буровом долоте 114, при этом он охлаждает и смазывает буровое долото 114. Буровой раствор также уносит выбуренную породу обратно к поверхности, когда он проходит вверх через кольцевое пространство 116. Оказавшись на поверхности, буровой раствор проходит по выкидной линии 118 для бурового раствора, которая обеспечивает возврат бурового раствора в резервуар 104 для хранения бурового раствора. Работа с передачей по нисходящей линии связи предусматривает периодически повторяющееся включение и выключение насоса 102 для создания импульсов в буровом растворе. Датчики в оборудовании низа бурильной колонны распознают импульсы и интерпретируют их как команды.

Другой способ передачи по нисходящей линии связи, характерный для известного уровня техники, проиллюстрирован на фиг.1В. Система 120 передачи сигнала нисходящей линии связи представляет собой обходной канал от напорной магистрали 108 к выкидной линии 118 для бурового раствора. Система 120 работает за счет того, что она обеспечивает возможность прохода части бурового раствора в обход бурового оборудования. Обеспечивается возможность прохода сравнительно небольшой части бурового раствора таким образом, что эта часть вместо прохода по бурильной колонне (110 на фиг.1А) через оборудование низа бурильной колонны (112 на фиг.1А) и возврата через кольцевое пространство (116 на фиг.1А) проходит непосредственно в выкидную линию 118 для бурового раствора. Количество бурового раствора, поступающего к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны, уменьшается на то количество, которое проходит через обводную систему 120.

Обводная система 120 включает в себя дроссельную заслонку 124. Во время нормальной работы дроссельная заслонка 124 может быть закрыта для предотвращения любого потока через обводную систему 120. Весь буровой раствор, подаваемый буровым насосом 102, будет проходить к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны во время нормальной работы. Когда оператор захочет передать команду оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны, сигнал нисходящей линии связи может быть сформирован путем последовательного открытия и закрытия дроссельной заслонки 124. Открытие и закрытие дроссельной заслонки 124 вызывают колебания количества бурового раствора, подаваемого в единицу времени к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны, за счет того, что обеспечивается возможность прохода части бурового раствора по обводной системе 120. Эти импульсы распознаются и преобразуются датчиками в оборудовании (не показанном) низа бурильной колонны. Обводная система 120 может включать в себя ограничители 122, 126 потока, предназначенные для того, чтобы способствовать регулированию скорости потока через систему 120.

Одним преимуществом системы данного типа является то, что обводная система обеспечивает отвод только части от всего количества бурового раствора, поступающего в единицу времени к оборудованию низа бурильной колонны. При наличии бурового раствора, по-прежнему проходящего к оборудованию низа бурильной колонны и к буровому долоту, бурильные операции могут продолжаться даже в то время, когда происходит передача сигнала по нисходящей линии связи.

Раскрытие изобретения

Один аспект изобретения относится к системе нисходящей линии связи, включающей в себя, по меньшей мере, один буровой насос, предназначенный для нагнетания бурового раствора из резервуара для хранения бурового раствора к буровому оборудованию, напорную магистраль, связанную с возможностью протекания жидкости с буровым насосом и связанную с возможностью протекания жидкости с буровым оборудованием, выкидную линию, связанную с возможностью протекания жидкости с буровым оборудованием и предназначенную для возврата бурового раствора в резервуар для хранения бурового раствора, и модулятор для бурового раствора, связанный с возможностью протекания жидкости, по меньшей мере, с одним элементом из группы, состоящей из напорной магистрали и выкидной линии.

Другой аспект изобретения относится к способу передачи сигнала нисходящей линии связи, включающему в себя нагнетание бурового раствора в буровое оборудование и избирательное приведение в действие модулятора для создания импульсов в потоке бурового раствора. В некоторых вариантах осуществления модулятор расположен в напорной магистрали.

Один аспект изобретения относится к устройству управления буровым насосом, содержащему, по меньшей мере, одно исполнительное устройство, соединенное с пультом управления, и, по меньшей мере, один соединитель, соединенный с, по меньшей мере, одним исполнительным устройством и механизмом управления насосом. По меньшей мере, в одном варианте осуществления механизм управления насосом представляет собой маховичок для управления насосом.

Еще один аспект изобретения относится к способу генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающему в себя соединение исполнительного устройства с пультом управления насосом, соединение исполнительного устройства с устройством управления насосом на пульте управления насосом и создание импульса в потоке бурового раствора путем селективного управления устройством управления насосом с помощью исполнительного устройства.

Еще один аспект изобретения относится к системе нисходящей линии связи, включающей в себя буровой насос, связанный с возможностью протекания жидкости с буровым оборудованием, при этом буровой насос имеет множество нагнетательных элементов и устройство для управления снижением производительности насоса («неэффективности» насоса), соединенное в рабочем положении, по меньшей мере, с одним из множества нагнетательных элементов для избирательного снижения производительности, по меньшей мере, одного из множества нагнетательных элементов.

Еще один аспект изобретения относится к способу генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающему в себя нагнетание бурового раствора путем использования, по меньшей мере, одного бурового насоса, имеющего множество нагнетательных элементов, и создание импульса в потоке бурового раствора путем избирательного снижения производительности, по меньшей мере, одного из множества нагнетательных элементов.

Еще один аспект изобретения относится к системе нисходящей линии связи, включающей в себя, по меньшей мере, один главный буровой насос, связанный с возможностью протекания жидкости с резервуаром для бурового раствора у всасывающего отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса и связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса, и насос нисходящей линии связи, связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия поршневого насоса нисходящей линии связи.

Еще один аспект изобретения относится к способу генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающему в себя закачивание бурового раствора в буровое оборудование с номинальной скоростью потока и избирательное попеременное увеличение и уменьшение скорости потока бурового раствора путем использования насоса нисходящей линии связи, имеющего всасывающее отверстие, которое связано с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью, и имеющего нагнетательное отверстие, которое связано с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью.

Еще один аспект изобретения относится к системе нисходящей линии связи, включающей в себя, по меньшей мере, один главный буровой насос, связанный с возможностью протекания жидкости с резервуаром для бурового раствора у всасывающего отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса и связанный с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью у нагнетательного отверстия, по меньшей мере, одного бурового насоса, и электронные схемы, соединенные в рабочем положении с, по меньшей мере, одним главным буровым насосом и выполненные с возможностью модуляции скорости работы, по меньшей мере, одного главного бурового насоса.

Еще один аспект изобретения относится к способу генерирования сигнала нисходящей линии связи, включающему в себя приведение в действие, по меньшей мере, одного главного бурового насоса для нагнетания бурового раствора через буровое оборудование и включение электронных схем, которые соединены в рабочем положении с, по меньшей мере, одним главным буровым насосом, для модуляции скорости работы, по меньшей мере, одного главного бурового насоса.

Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из нижеприведенного описания и приложенной формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг.1А показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи по известному уровню техники.

Фиг.1В показывает схематичное изображение обводной системы нисходящей линии связи по известному уровню техники.

Фиг.2 показывает схематичное изображение обводной системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.3А показывает выполненное с пространственным разделением элементов перспективное изображение модулятора в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.3В показывает выполненное с пространственным разделением элементов перспективное изображение модулятора в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.4А показывает схематичное изображение обводной системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.4В показывает схематичное изображение обводной системы нисходящей линии связи в соответствии с другим вариантом осуществления изобретения.

Фиг.5А показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.5В показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.5С показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.5D показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.6А показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.6В показывает схематичное изображение бурового насоса в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.7 показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.8 показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.9 показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Осуществление изобретения

В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к системам нисходящей линии связи и способам передачи сигнала нисходящей линии связи. Генерирование сигнала нисходящей линии связи может быть осуществлено путем создания импульсов давления или скорости потока бурового раствора, нагнетаемого к буровому долоту. Изобретение будет описано со ссылкой на приложенные чертежи.

Нижеприведенные термины имеют определенное значение в данном описании. Несмотря на то, что значения многих из них соответствуют значениям, которые были бы даны им обычным специалистом в данной области техники, данные значения также определены здесь.

В данном описании термин «связан с возможностью протекания жидкости» служит для обозначения соединения элементов таким образом, что текучая среда в одном из элементов может перемещаться к другому элементу. Например, соединение с возможностью протекания жидкости между обводной магистралью и напорной магистралью может быть обеспечено путем подсоединения обводной магистрали непосредственно к напорной магистрали. «Соединение с возможностью протекания жидкости» также может включать в себя ситуации, когда имеется еще один элемент, расположенный между элементами, которые соединены с возможностью протекания жидкости. Например, клапан, шланг или какой-либо другой элемент оборудования, используемого при добыче нефти и газа, может быть расположен между напорной магистралью и обводной магистралью. Напорная магистраль и обводная магистраль могут по-прежнему быть соединены с возможностью протекания жидкости при условии, что текучая среда может проходить из одного элемента через расположенный между ними элемент или элементы к другому элементу.

«Напорная магистраль» - это термин, который известен в данной области техники, и он, как правило, относится к каналу для прохода текучей среды высокого давления, который проходит приблизительно на одну треть протяженности буровой установки по высоте. Однако в данном описании термин «напорная магистраль» используется в более широком смысле для обозначения канала для прохода текучей среды между буровым насосом и бурильной колонной, который может включать в себя трубопроводы, трубы, шланги и другие каналы для прохода текучей среды.

«Буровое оборудование», как правило, включает в себя бурильную колонну, оборудование низа бурильной колонны с датчиками и буровое долото, расположенное в нижней части оборудования низа бурильной колонны. Буровой раствор, который проходит в буровое оборудование, должен возвращаться через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенкой ствола скважины. Известно, что в данной области техники понятие «буровое оборудование» может включать в себя буровую установку, роторный стол и другое буровое оборудование, но предусмотрено, что в данном описании указанное понятие относится к тем элементам, которые входят в контакт с буровым раствором.

В данном описании понятие «избирательно» предназначено для указания момента времени, который выбран человеком или электронной схемой управления на основе каких-либо критериев. Например, оператор буровой установки может выбрать момент времени, когда передается сигнал нисходящей линии связи. При автоматизированных операциях компьютер или схемы управления могут выбрать момент времени передачи сигнала нисходящей линии связи на основе сигналов, поступающих в систему.

Фиг.2 показывает схематичное изображение системы нисходящей линии связи в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Система включает в себя обводную магистраль 200 с запорным клапаном 204, ограничитель 205 потока, дивертор 206, модулятор 210, соединенный со схемами 231 управления, и второй ограничитель 215 потока. Обводная магистраль 200 связана с возможностью протекания жидкости с напорной магистралью 208 у расположенного выше по ходу течения конца и с выкидной линией 218 для бурового раствора у расположенного ниже по ходу течения конца. Данное расположение позволяет обводной магистрали 200 обеспечивать отвод потока бурового раствора из напорной магистрали 208, в результате чего уменьшается количество бурового раствора, поступающего в единицу времени к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны.

Обводная система 200 включает в себя модулятор 210 для изменения скорости потока бурового раствора, проходящего через обводную систему 200. Частота и амплитуда изменений скорости потока определяют сигнал нисходящей линии связи. Один вариант осуществления модулятора будет описан более подробно ниже со ссылкой на фиг.3А.

Система нисходящей линии связи, показанная на фиг.2, включает в себя запорный клапан 204. Запорный клапан 204 используется для изоляции обводной магистрали 200, когда не происходит передачи никакого сигнала нисходящей линии связи. Путем закрытия запорного клапана 204 систему нисходящей линии связи защищают от эрозии, которая может иметь место, когда буровой раствор проходит через элементы системы. Когда обводная магистраль 200 используется, запорный клапан 204 может находиться в полностью открытом положении, так что он не будет подвергаться воздействию высоких скоростей бурового раствора, которые вызывают разрушение дроссельных заслонок (например, 124 на фиг.1В) по известному уровню техники. В предпочтительном варианте осуществления запорный клапан 204 расположен до ограничителя потока (например, 205) по ходу течения, так что запорный клапан 204 не будет подвергаться воздействию высоких скоростей потока бурового раствора, которые имеют место за ограничителем потока по ходу течения.

Диверторы и ограничители потока представляют собой элементы, которые хорошо известны в данной области техники. Они показаны схематично на нескольких из чертежей, включая фиг.2. Специалисты в данной области техники знакомы с данными элементами и с тем, как они работают. Ниже описано их конкретное функционирование в тех вариантах осуществления изобретения, которые включают в себя или ограничитель потока, или дивертор.

В некоторых вариантах осуществления обводная магистраль 200 согласно изобретению включает в себя ограничитель 205 потока. Ограничитель 205 потока создает сопротивление потоку, которое приводит к ограничению количества бурового раствора, который может проходить по обводной магистрали 200. Ограничитель 205 потока также имеет сравнительно низкую стоимость, и его легко заменять. При этом ограничитель 205 потока может разрушаться под действием потока бурового раствора, не вызывая повреждений более дорогостоящих элементов системы.

В том случае, когда ограничитель 205 потока расположен до модулятора 210 по ходу течения, он может также служить в качестве отражателя импульсов давления, который уменьшает величину шумов, генерируемых в напорной магистрали 208. Например, модулятор 210 может быть использован для создания импульсов в потоке бурового раствора. Это имеет побочный эффект, заключающийся в том, что создаются импульсы противодавления, которые распространяются по напорной магистрали 208 и создают шум. В буровом оборудовании, в котором также используется телеметрия с передачей сигналов из скважины на поверхность, шум может помешать обнаружению сигнала восходящей линии связи. Ограничитель 205 потока будет отражать большую часть этих импульсов противодавления, так что шум будет оказывать значительно меньшее отрицательное воздействие на напорную магистраль 208.

Следует отметить, что в тех случаях, когда датчики на оборудовании низа бурильной колонны, предназначенные для обнаружения сигналов нисходящей линии связи, представляют собой датчики давления, может оказаться желательным использовать систему нисходящей линии связи без ограничителя потока, расположенного до модулятора по ходу течения. Таким образом, некоторые варианты осуществления системы нисходящей линии связи в соответствии с изобретением не включают в себя ограничитель 205 потока. Обычные специалисты в данной области техники смогут разработать систему нисходящей линии связи с выбранными компонентами, отвечающими конкретному случаю применения.

В некоторых вариантах осуществления система нисходящей линии связи в соответствии с изобретением включает в себя дивертор 206, который расположен до модулятора 210 по ходу течения. Дивертор 206 может использоваться для уменьшения степени турбулентности в обводной магистрали 200. Дивертор 206 показан в виде дивертора с двумя ответвлениями, но могут быть использованы и другие типы диверторов. Например, также можно использовать дивертор с несколькими отводами. Обычные специалисты в данной области техники смогут разработать конструкцию с другими диверторами, не отходя от объема изобретения.

Дивертор 206 может быть предпочтительным, поскольку поток бурового раствора за ограничителем 205 потока по ходу течения часто представляет собой турбулентный поток. Дивертор 206 может быть использован для возврата потока бурового раствора обратно к менее турбулентному режиму течения. Это приведет к уменьшению разрушающего воздействия, которое поток бурового раствора оказывает на модулятор 210.

В некоторых вариантах осуществления дивертор 206 покрыт эрозионно стойким покрытием. Например, такой материал как твердосплавное или алмазное покрытие может предотвратить эрозию внутренней стороны дивертора 206. По меньшей мере, в одном варианте осуществления дивертор 206 имеет твердосплавные вставки, которые могут быть легко заменены. В этой связи вставку можно рассматривать как расходуемый элемент, предназначенный для изнашивания и замены.

В некоторых вариантах осуществления система 200 нисходящей линии связи в соответствии с изобретением включает в себя второй ограничитель 215 потока, который расположен за модулятором 210 по ходу течения. Второй ограничитель потока служит для создания противодавления, достаточного для того, чтобы избежать кавитации в модуляторе 210. Кавитация является опасной, поскольку она оказывает отрицательное воздействие на импульсный сигнал в буровом растворе и она вызывает сильную эрозию в модуляторе 210. В тех случаях, когда кавитация не представляет собой опасности, может оказаться предпочтительным использовать те варианты осуществления изобретения, которые не включают в себя второй или расположенный ниже по ходу течения ограничитель 215 потока.

Для специалистов в данной области техники очевидно, что описанные выше элементы могут располагаться в системе нисходящей линии связи в любом порядке, который может быть предпочтительным для конкретного случая применения. Например, вариант осуществления, показанный на фиг.2, может быть модифицирован путем добавления второго дивертора за вторым ограничителем 215 потока по ходу течения. Обычные специалисты в данной области техники смогут разработать другие схемы расположения элементов, которые не отклоняются от объема изобретения.

Фиг.3А показывает выполненное с пространственным разделением элементов перспективное изображение модулятора 301 в соответствии с изобретением. Модулятор 301 расположен внутри участка 308 трубы, такой как обводная магистраль или напорная магистраль. Как показано на фиг.3А, модулятор 301 включает в себя ротор 302 и статор 304 (или ограничитель). Предпочтительно ротор выполнен с тремя проходными отверстиями 311, 312, 313, которые обеспечивают возможность прохода текучей среды через ротор 302. Статор имеет аналогичные проходные отверстия 321, 322, 323.

Изображение на фиг.3А выполнено с пространственным разделением элементов. Как правило, ротор 302 и статор 304 соединены, так что между ними отсутствует зазор или имеется малый зазор. Типовой модулятор также может включать в себя двигатель (не показанный на фиг.3А), предназначенный для приведения ротора 302 во вращение.

При вращении ротора 302 проходные отверстия 311, 312, 313 в роторе 302 обеспечивают попеременное закрытие и открытие проходных отверстий 321, 322, 323 в статоре 304. Когда проходные отверстия 321, 322, 323 в статоре будут закрыты, имеет место ограничение потока, проходящего через модулятор 301. Непрерывное вращение ротора 302 приводит к тому, что ограничение потока в модуляторе 301 попеременно достигает то максимальной степени, то минимальной степени. Это вызывает создание импульсов в виде синусоидальной волны в потоке бурового раствора.

В некоторых вариантах осуществления, таких как вариант, показанный на фиг.3А, ротор 302 имеет центральное проходное отверстие 331, которое обеспечивает возможность прохода текучей среды через ротор 302. Статор 304 имеет аналогичное центральное проходное отверстие 332. Центральные проходные отверстия 331, 332 позволяют, по меньшей мере, некоторой части потока проходить через модулятор, так что поток через модулятор 301 никогда полностью не прекращается.

В некоторых вариантах осуществления проходные отверстия 311, 312, 313 в роторе 302 выполнены с такими размерами, что они никогда не вызывают полного перекрытия проходных отверстий 321, 322, 323 в статоре 304. Специалисты в данной области техники смогут разработать другие варианты осуществления ротора и статора, которые не отходят от объема изобретения.

Фиг.3В показывает выполненное с пространственным разделением элементов перспективное изображение другого варианта осуществления модулятора 351 в соответствии с изобретением. Модулятор 351 имеет две части 361 и 371, которые могут быть выполнены с возможностью модуляции потока. Например, в одном варианте осуществления часть 371 представляет собой внутреннюю часть, которая вставляется в наружную часть 361. В этом случае модулятор может быть установлен в трубе (не показанной).

Модуляция потока, проходящего по трубе, может быть выполнена путем вращения одной из частей относительно другой. Например, внутреннюю часть 371 можно вращать относительно наружной части 361. Когда окна 373 во внутренней части совмещаются с окнами 363 в наружной части 361, поток, проходящий через модулятор 351, будет максимальным. Когда окна 373 во внутренней части 371 не совмещены с окнами 363 в наружной части 361, поток через модулятор минимизируется.

Модулятор 351 может быть установлен в разных положениях. Например, модулятор 351 может быть расположен параллельно потоку в трубе. При такой конфигурации модулятор 351 может обладать способностью обеспечить полную блокировку потока, проходящего по трубе, когда окна 363, 373 не совмещены. В некоторых вариантах осуществления модулятор расположен так, что текучая среда может проходить мимо модулятора в кольцевом пространстве между модулятором 351 и трубой (не показанной). В подобных вариантах осуществления модуляция потока, проходящего через центр модулятора, может быть выполнена путем вращения одной из частей 361, 371 относительно другой. В других вариантах осуществления модулятор может быть расположен с возможностью полного блокирования потока, проходящего по трубе, когда окна 363, 373 не совмещены.

В некоторых других вариантах осуществления модулятор может быть расположен перпендикулярно потоку в трубе (не показанной). В таком варианте осуществления модулятор может функционировать в качестве клапана, который модулирует скорость потока, проходящего по трубе. Специалисты в данной области техники смогут разработать другие варианты осуществления и конструкции, и схемы расположения модулятора, не отходя от объема изобретения.

Один или несколько вариантов осуществления системы нисходящей линии связи, выполненной с модулятором, могут обеспечить некоторые из нижеуказанных преимуществ. Модулятор может обеспечить генерацию синусоидальных волн с частотой и амплитудой, которые могут быть легко определены датчиками в оборудовании низа бурильной колонны. Частота синусоидальных волн может также обеспечить возможность значительно более быстрой скорости передачи по сравнению с той, которая была возможна при использовании систем по известному уровню техники. Предпочтительно то, что синусоидальная волна имеет меньше гармоник и создает меньше шумов по сравнению с другими типами сигналов. Определенные варианты осуществления изобретения могут обеспечить возможность передачи сигнала нисходящей линии связи всего за несколько минут в отличие от двадцати-тридцати минут, которые требовались в некоторых системах по известному уровню техники.

Предпочтительно то, что некоторые варианты осуществления изобретения обеспечивают возможность передачи сигнала нисходящей линии связи одновременно с операциями бурения. Это означает, что сигнал нисходящей линии связи может быть передан в то время, когда продолжается выполнение операций бурения, и при этом отсутствует необходимость прерывания процесса бурения. Некоторые варианты осуществления обеспечивают возможность регулировки модулятора таким образом, что оператор получает возможность найти баланс между необходимым уровнем сигнала и необходимым потоком бурового раствора. Кроме того, в тех ситуациях, когда возникает необходимость в прерывании операций бурения, повышенная скорость передачи позволяет продолжить бурение через значительно более короткое время.

На фиг.4А показан другой вариант осуществления системы 400 нисходящей линии связи в соответствии с изобретением. Модулятор 410 расположен на одной линии с напорной магистралью 408 и за буровым насосом 402 по ходу течения. Вместо регулирования потока бурового раствора через обводную магистраль модулятор 410 в варианте осуществления, показанном на фиг.4А, обеспечивает регулирование давления в напорной магистрали 408.

В варианте осуществления, показанном на фиг.4А, система 400 нисходящей линии связи включает в себя дивертор 406, расположенный за буровым насосом 402 по ходу течения и до модулятора 410 по ходу течения. Поток бурового раствора от бурового насоса часто является турбулентным, и может оказаться желательным создать нормальный режим течения до модулятора 410 по ходу течения. Как было описано выше со ссылкой на фиг.3А, дивертор 406 может быть покрыт с его внутренней стороны эрозионно стойким покрытием, таким как твердосплавное или алмазное покрытие. В некоторых вариантах осуществления дивертор 406 может иметь твердосплавную вставку, выполненную с возможностью ее легкой замены.

Модулятор 410, показанный на фиг.4А, установлен параллельно второму ограничителю 411 потока. Второй ограничитель 411 потока позволяет некоторой части бурового раствора проходить мимо модулятора без модуляции ее. Это создает эффект ослабления сигнала, генерированного модулятором 410. Несмотря на то, что такое демпфирование ведет к уменьшению уровня сигнала, тем не менее оно может быть желательным. Второй ограничитель 411 потока может обеспечить возможность прохода достаточного количества бурового раствора через систему 400 нисходящей линии связи, так что операции бурения могут продолжаться во время передачи сигнала нисходящей линии связи. Специалисты в данной области техники смогут найти баланс между необходимым количеством бурового раствора в единицу времени и необходимым уровнем сигнала при выборе компонентов системы нисходящей линии связи.

Хотя это и не проиллюстрировано на фиг.4А, в некоторых вариантах осуществления система нисходящей линии связи включает в себя ограничитель потока, расположенный за модулятором 410 по ходу течения. Во многих случаях буровое оборудование создает достаточное сопротивление, так что ограничитель потока не требуется. Тем не менее, когда это предпочтительно, ограничитель потока может быть предусмотрен для создания противодавления с целью обеспечения надлежащей работы модулятора 410.

В другом варианте осуществления, показанном на фиг.4В, система 450 нисходящей линии связи может быть расположена в выкидной линии 418 для бурового раствора. Вариант осуществления, показанный на фиг.4В, включает в себя дивертор 406, модулятор 410, установленный параллельно ограничителю 411 потока, и ограничитель 415 потока, расположенный ниже по ходу течения. Каждый из элементов функционирует по существу так же, как аналогичные элементы, описанные со ссылкой на фиг.4А. Однако в данном случае система 450 нисходящей линии связи расположена в выкидной линии 418, а не в напорной магистрали (408 на фиг.4А). Система 450 нисходящей линии связи по-прежнему способна обеспечить модуляцию давления бурового раствора в буровом оборудовании (не показанном) таким образом, что импульсы могут быть распознаны датчиками в оборудовании низа бурильной колонны. Предпочтительно то, что система нисходящей линии связи, расположенная в выкидной линии для бурового раствора, генерирует очень мало шумов в напорной магистрали, которые отрицательно влияют на передачу сигналов по восходящей линии связи [из скважины на поверхность].

Один вариант осуществления системы 500 управления нисходящей линией связи в соответствии с изобретением показан на фиг.5А. Пульт 502 управления, предназначенный для оператора, как правило, включает в себя механизмы управления насосами. Как показано на фиг.5А, механизмы управления насосами могут представлять собой маховички 504, 505, 506, которые позволяют регулировать скорость работы буровых насосов (не показанных). На фиг.5А показаны три управляющих маховичка 504, 505, 506, которые могут обеспечить управление тремя буровыми насосами (не показанными). Буровое оборудование может включать в себя больше или меньше трех буровых насосов. Соответственно пульт управления может иметь больше или меньше маховичков для управления буровыми насосами. Количество управляющих маховичков на пульте управления не ограничивает изобретение.

Типовой способ передачи сигнала нисходящей линии связи предусматривает прерывание операций бурения и манипулирование вручную управляющими маховичками 504, 505, 506, чтобы обеспечить периодически повторяющееся включение и выключение буровых насосов. В альтернативном варианте манипулирование управляющими маховичками 504, 505, 506 может быть выполнено для модуляции скорости нагнетания, так что сигнал нисходящей линии связи может быть передан в то время, когда бурение продолжается. В обеих указанных ситуациях бурильщик манипулирует управляющими маховичками 504, 505, 506. Следует отметить, что в данной области техники термин «бурильщик» часто относится к конкретному человеку на буровой установке. В используемом здесь смысле термин «бурильщик» используется для обозначения любого человека на буровой установке.

В одном варианте осуществления изобретения пульт 502 управления имеет исполнительные устройства 511, 513, 515, которые соединены с управляющими маховичками 504, 505, 506. Исполнительные устройства 511, 513, 515 соединены с управляющими маховичками 504, 505, 506 с помощью приводных ремней 512, 514, 516. Например, исполнительное устройство 511 соединено с управляющим маховичком 504 с помощью приводного ремня 512, который намотан вокруг ножки управляющего маховичка 504. Остальные исполнительные устройства 511, 513 могут быть аналогичным образом соединены с управляющими маховичками 504, 505.

Исполнительные устройства могут функционировать несколькими различными способами. Например, каждое исполнительное устройство может быть настроено так, что оно будет по отдельности приводить в действие управляющий маховичок для установки заданной частоты и амплитуды. В некоторых вариантах осуществления исполнительные устройства 511, 513, 515 соединены с компьютером или другой электронной системой управления, которая управляет работой исполнительных устройств 511, 513, 515.

В некоторых вариантах осуществления исполнительные устройства 511, 513, 515 выполнены за одно целое с пультом 502 управления. В некоторых других вариантах осуществления исполнительные устройства 511, 513, 515 могут быть соединены с пультом 502 управления для приведения в действие управляющих маховичков 504, 505, 506. Например, исполнительные устройства 511, 513, 515 могут быть магнитным путем соединены с пультом 502. К другим способам соединения исполнительного устройства с пультом относится соединение с помощью винтов и с помощью фиксирующего устройства. Специалисты в данной области техники смогут разработать другие способы присоединения исполнительного устройства к пульту, которые не отходят от объема изобретения.

Исполнительные устройства 511, 513, 515 могут быть соединены с управляющими маховичками 504, 505, 506 способами, отличными от соединения с помощью приводных ремней 511, 513, 515. Например, на фиг.5В показан маховичок 504 для управления насосом, который соединен с исполнительным устройством 521 путем использования приводного колеса 523. Исполнительное устройство заставляет приводное колесо 523 поворачиваться, что, в свою очередь, вызывает поворот ножки 509 управляющего маховичка 504. В некоторых вариантах осуществления, таких как показанный на фиг.5В, исполнительное устройство 521 включает в себя прижимной рычаг 524, предназначенный для удерживания исполнительного устройства 521 и приводного колеса 523 на месте. Прижимной рычаг 524, показанный на фиг.5В, имеет два свободно вращающихся колесика 528, 529, которые контактируют с ножкой 509 управляющего маховичка 504 со стороны, противоположной приводному колесу 523.

На фиг.5С показан еще один вариант осуществления исполнительного устройства 531, соединенного с рычагом 535 управления насосом. Исполнительное устройство 531 включает в себя приводное колесо 533, которое соединено с рычагом 535 управления насосом с помощью соединительной тяги 534. Когда приводное колесо 533 приводится во вращение исполнительным устройством 531, рычаг 535 смещается в соответствующем направлении соединительной тягой 534.

На фиг.5D показан еще один вариант осуществления исполнительного устройства 541 в соответствии с изобретением. Исполнительное устройство 541 смонтировано сверху на рычаге 546 управления насосом. Исполнительное устройство 541 имеет такую форму с внутренней стороны, которая соответствует форме рычага 546 управления насосом. При повороте внутреннего приводного элемента 544 исполнительного устройства 541 рычаг 546 управления насосом также приводится во вращение.

Один или несколько вариантов осуществления исполнительного устройства могут обеспечить некоторые из нижеуказанных преимуществ. Исполнительные устройства могут быть соединены с уже существующими элементами бурового оборудования. Таким образом, усовершенствованная система нисходящей линии связи может быть получена без добавления дорогостоящего оборудования к нагнетательной системе.

Предпочтительно то, что механическое управление, обеспечиваемое исполнительным устройством, может быть более «быстрым» и более точным по сравнению с ручным управлением. В результате сигнал нисходящей линии связи может быть передан быстрее и с более высокой вероятностью того, что переданный сигнал будет правильно принят с первой попытки. Точность механического исполнительного устройства может также обеспечить возможность подачи достаточного потока бурового раствора и передачи сигнала нисходящей линии связи во время операции бурения.

Предпочтительно то, что механическое управление, обеспечиваемое исполнительным устройством, позволяет получить систему нисходящей линии связи, в которой не требуется никаких дополнительных элементов, которые могли бы разрушаться под действием потока бурового раствора. Поскольку не требуются никакие другие модификации бурового оборудования, операторы и бурильщики, возможно, с большей готовностью примут систему нисходящей линии связи. Кроме того, такая система может быть легко удалена, если это станет необходимым.

В некоторых других вариантах осуществления система нисходящей линии связи включает в себя устройство, которое обеспечивает работу буровых насосов с меньшей производительностью или которое обеспечивает временное прекращение работы, по меньшей мере, части буровых насосов. Например, на фиг.6А схематично показано устройство 601 управления снижением производительности насосов, соединенное с буровым насосом 602а. На фиг.6А показаны три буровых насоса 602а, 602b, 602с. Буровые установки могут иметь больше или меньше трех буровых насосов. Три насоса показаны на фиг.6А в целях иллюстрации.

Каждый из буровых насосов 602а, 602b, 602с всасывает буровой раствор из резервуара 604 для хранения бурового раствора и нагнетает буровой раствор в напорную магистраль 608. В идеальном случае буровые насосы 602а, 602b, 602с осуществляют нагнетание с постоянной производительностью. Устройство 601 управления снижением производительности насосов соединено с первым буровым насосом 602а, так что устройство 601 управления может воздействовать на производительность первого бурового насоса 602а.

На фиг.6В схематично показаны внутренние нагнетательные элементы первого бурового насоса 602а. Нагнетательные элементы насоса 602а представляют собой три поршня 621, 622, 623, которые используются для нагнетания бурового раствора. Например, третий поршень 623 выполняет ход всасывания, когда поршень 623 смещается от всасывающего клапана 625, и буровой раствор всасывается из резервуара для бурового раствора в камеру свободного хода поршня. Третий поршень 623 также выполняет ход выпуска, когда поршень 623 смещается в противоположном направлении и выталкивает буровой раствор из выпускного клапана 626 и в напорную магистраль (608 на фиг.6А). Каждый из остальных поршней 621, 622 функционирует аналогичным образом, и их работа отдельно не описана.

Первый поршень 621 имеет устройство 628 управления клапанами, которое образует часть устройства управления снижением производительности насосов или соединено в рабочем положении с устройством управления снижением производительности насосов (604 на фиг.6А). Когда желательно передать сигнал нисходящей линии связи, устройство 628 управления клапанами предотвращает открытие всасывающего клапана 627 на первом поршне 621 во время хода всасывания. В результате первый поршень 621 не будет обеспечивать всасывания никакого бурового раствора, который мог бы быть выпущен наружу под давлением во время хода выпуска. За счет предотвращения открытия всасывающего клапана 627 обеспечивается снижение производительности первого насоса 602а приблизительно на 33%. Производительность всей нагнетательной системы (например, включающей в себя все три буровых насоса 602а, 602b, 602с в варианте осуществления, показанном на фиг.6А) уменьшается приблизительно на 11%.

Путем приведения в действие устройства управления снижением производительности насосов (604 на фиг.6А) можно уменьшить производительность системы перекачивания бурового раствора и, тем самым, количество бурового раствора, поступающего в единицу времени. Периодическое или избирательное приведение в действие устройства управления снижением производительности насосов вызывает образование импульсов расхода потока бурового раствора, которые могут быть распознаны датчиками в оборудовании низа бурильной колонны.

Один или несколько вариантов осуществления устройства управления снижением производительности насосов могут обеспечить некоторые из нижеуказанных преимуществ. Устройство управления снижением производительности может быть соединено с любой ранее существовавшей системой нагнетания бурового раствора. Система нисходящей линии связи может функционировать без необходимости добавления какого-либо оборудования к системе нагнетания. Управление устройством управления снижением производительности может осуществляться с помощью компьютера или другого автоматизированного процесса, так что устраняются ошибки оператора при генерировании импульсов. Без ошибок оператора сигнал нисходящей линии связи может быть передан быстрее с большей вероятностью того, что сигнал будет правильно принят с первой попытки.

На фиг.7 схематично показан другой вариант осуществления системы 700 нисходящей линии связи в соответствии с изобретением. Насос 711 [для генерирования сигнала] нисходящей линии связи соединен с коллектором 707 для бурового раствора, который ведет к напорной магистрали 708, но не соединен с резервуарами 704 для бурового раствора. Как и в случае использования типовой системы нагнетания бурового раствора, несколько буровых насосов 702а, 702b, 702с соединены с резервуаром 704 для бурового раствора. Буровой раствор из резервуара закачивается в коллектор 707 для бурового раствора и затем в напорную магистраль 708.

Как известно в данной области техники, насосы осуществляют «всасывание», когда текучая среда поступает в насосы. Насосы также осуществляют «выпуск», когда текучая среда выпускается из насоса под давлением. На фиг.7 показано, что всасывающая сторона каждого из буровых насосов 702а, 702b, 702с соединена с резервуаром 704 для хранения бурового раствора, и нагнетательная сторона каждого из буровых насосов 702а, 702b, 702с соединена с коллектором 707 для бурового раствора. И всасывающая, и нагнетательная стороны насоса 711 нисходящей линии связи соединены с коллектором 707 для бурового раствора.

Насос 711 нисходящей линии связи, показанный на фиг.7, представляет собой поршневой насос, который имеет ход всасывания и ход выпуска, аналогичные описанным выше со ссылкой на фиг.6В. При ходе всасывания буровой раствор всасывается в насос 711 нисходящей линии связи, и при ходе выпуска буровой раствор вытесняется из насоса 711 нисходящей линии связи. Работа насоса 711 нисходящей линии связи отличается от работы остальных насосов 702а, 702b, 702с в системе нагнетания бурового раствора, поскольку насос 711 не соединен с резервуаром 704 для бурового раствора. Вместо этого как всасывающий, так и выпускной клапаны (не показанные) насоса 711 нисходящей линии связи соединены с коллектором 707 для бурового раствора. Таким образом, при ходе всасывания насос 711 нисходящей линии связи обеспечивает всасывание бурового раствора из коллектора 707 для бурового раствора, что приводит к уменьшению общего количества бурового раствора, поступающего в единицу времени из системы нагнетания бурового раствора. При ходе выпуска насос 711 нисходящей линии связи нагнетает буровой раствор в коллектор 707 для бурового раствора и обеспечивает увеличение общего количества бурового раствора, поступающего в единицу времени из системы нагнетания бурового раствора. В некоторых вариантах осуществления один клапан служит как в качестве впускного, так и в качестве выпускного клапана для насоса нисходящей линии связи. По меньшей мере, в одном варианте осуществления насос нисходящей линии связи соединен с коллектором, но он не включает в себя никаких клапанов. Обеспечивается возможность поступления бурового раствора в насос нисходящей линии связи и из насоса нисходящей линии связи через соединение с коллектором.

Избирательное приведение в действие насоса 711 нисходящей линии связи вызывает модуляцию скорости потока бурового раствора, проходящего к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны. Модуляция включает в себя не только уменьшение скорости потока - как в случае обводных систем, описанных выше, - она также включает в себя увеличение скорости потока, которое обеспечивается при ходе выпуска насоса 711 нисходящей линии связи. Частоту сигнала нисходящей линии связи можно регулировать путем изменения скорости работы насоса 711 нисходящей линии связи. Амплитуду сигнала нисходящей линии связи можно регулировать путем изменения длины хода или диаметра поршня и гильзы насоса 711 нисходящей линии связи.

Обычные специалисты в данной области техники также признают, что местоположение насоса нисходящей линии связи не ограничено положением рядом с коллектором для бурового раствора. Насос нисходящей линии связи может быть размещен в других местах, например в любом месте вдоль напорной магистрали.

На фиг.8 схематично показан еще один вариант осуществления системы 820 нисходящей линии связи в соответствии с изобретением. Система нагнетания бурового раствора включает в себя буровые насосы 802а, 802b, 802с, которые установлены между резервуаром 804 для бурового раствора и напорной магистралью 808 и соединены с резервуаром 804 и напорной магистралью 808. Функционирование данных элементов было описано выше, и для краткости повторное описание его здесь не приводится.

Система нисходящей линии связи включает в себя два диафрагменных насоса 821, 825, всасывающие и нагнетательные стороны которых соединены с коллектором 807 для бурового раствора. Диафрагменные насосы 821, 825 имеют диафрагму 822, 826, которая разделяет насосы 821, 825 на две части. Положение диафрагмы 822 можно регулировать пневматически посредством давления воздуха с задней стороны диафрагмы 822. В некоторых вариантах осуществления положение диафрагмы 822 можно регулировать с помощью гидравлического исполнительного механизма, механически соединенного с диафрагмой 822, или с помощью электромеханического исполнительного механизма, механически соединенного с диафрагмой 822. Когда обеспечивается возможность падения давления воздуха до значений ниже давления в коллекторе 807 для бурового раствора, буровой раствор будет проходить из коллектора 807 в диафрагменный насос 821. Напротив, когда давление за диафрагмой 822 возрастает до значений выше давления в коллекторе 807 для бурового раствора, диафрагменный насос 821 обеспечивает нагнетание бурового раствора в коллектор 807 для бурового раствора.

На фиг.7 показан один поршневой насос нисходящей линии связи, а на фиг.8 показаны два диафрагменных насоса нисходящей линии связи. Изобретение не ограничено каким-либо из данных типов насосов, а также изобретение не ограничено использованием одного или двух насосов нисходящей линии связи. Специалисты в данной области техники смогут разработать другие типы и предусмотреть использование другого количества насосов нисходящей линии связи, не отходя от объема изобретения.

На фиг.9 схематично показан еще один вариант осуществления насоса 911 нисходящей линии связи в соответствии с изобретением. Нагнетательная сторона насоса 911 нисходящей линии связи соединена с коллектором 907 для бурового раствора, а всасывающая сторона насоса 911 нисходящей линии связи соединена с резервуаром 904 для бурового раствора. Насос 911 нисходящей линии связи в данном варианте осуществления нагнетает буровой раствор из резервуара 904 для бурового раствора в коллектор 907 для бурового раствора, тем самым увеличивая номинальную подачу, обеспечиваемую буровыми насосами 902а, 902b, 902с.

Во время нормальной работы насос 911 нисходящей линии связи не функционирует. Насос 911 нисходящей линии связи приводится в действие только при подаче сигнала нисходящей линии связи к оборудованию (не показанному) низа бурильной колонны. Насос 911 нисходящей линии связи может периодически приводиться в действие для создания импульсов увеличенного расхода потока, которые могут быть распознаны датчиками в оборудовании (не показанном) низа бурильной колонны. Эти импульсы соответствуют увеличенному расходу, так что поток бурового раствора к оборудованию низа бурильной колонны остается достаточным для продолжения операций бурения во время передачи сигнала нисходящей линии связи.

Один или несколько вариантов осуществления насоса нисходящей линии связи могут обеспечить некоторые из нижеуказанных преимуществ. Поршневой насос позволяет регулировать как частоту, так и амплитуду сигнала путем выбора скорости работы и длины хода насоса нисходящей линии связи. Предпочтительно то, что поршневой насос обеспечивает возможность передачи сложных сигналов при пульсации бурового раствора за небольшой промежуток времени.

Насос этого типа, а также графики и процедуры необходимого технического обслуживания хорошо известны в данной области техники. Техническое обслуживание и ремонт насоса нисходящей линии связи можно проводить одновременно с техническим обслуживанием и ремонтом буровых насосов. Насос нисходящей линии связи не требует дополнительных потерь времени при бурении, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом.

Предпочтительно то, что диафрагменный насос может не иметь никаких движущихся частей, которые могут изнашиваться и ломаться. Диафрагменный насос может потребовать меньшего объема работ по техническому обслуживанию и ремонту по сравнению с насосами других типов.

Предпочтительно то, что насос нисходящей линии связи, который соединен как с резервуарами для бурового раствора, так и с напорной магистралью, может функционировать с обеспечением увеличения номинального количества бурового раствора, подаваемого в единицу времени. Таким образом, отсутствует необходимость в прерывании операций бурения для передачи сигнала нисходящей линии связи.

В некоторых вариантах осуществления система нисходящей линии связи включает в себя электронные схемы, которые соединены в рабочем положении с двигателем для, по меньшей мере, одного бурового насоса. Электронные схемы обеспечивают управление скоростью работы и изменение скорости работы бурового насоса для модуляции расхода потока бурового раствора через буровое оборудование.

Преимуществом одного или нескольких ранее описанных вариантов осуществления системы нисходящей линии связи является то, что процесс их работы автоматизирован, что устраняет ошибки оператора из процесса передачи сигнала нисходящей линии связи. Соответственно некоторые из данных вариантов осуществления включают в себя компьютер или электронную систему для точного управления передачей сигнала нисходящей линии связи. Например, система нисходящей линии связи, которая включает в себя модулятор, может быть соединена в рабочем положении с компьютером рядом с буровой установкой. Компьютер управляет модулятором во время передачи сигнала нисходящей линии связи. Если обратиться снова к фиг.2, то можно увидеть, что модулятор соединен в рабочем положении с электронными схемами 231. Для специалистов в данной области техники очевидно, что любой из описанных выше вариантов осуществления может быть соединен в рабочем положении с блоком управления, таким как компьютер.