CN114502817A - 通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置 - Google Patents

通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置 Download PDF

Info

Publication number
CN114502817A
CN114502817A CN202080070329.9A CN202080070329A CN114502817A CN 114502817 A CN114502817 A CN 114502817A CN 202080070329 A CN202080070329 A CN 202080070329A CN 114502817 A CN114502817 A CN 114502817A
Authority
CN
China
Prior art keywords
mode
damping
hfto
downhole
damper
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202080070329.9A
Other languages
English (en)
Inventor
福尔克尔·彼得斯
汉诺·雷克曼
安德烈亚斯·霍尔
阿明·屈克
克里斯汀·赫尔比希
D·海尼施
M·泰尔盖斯特
S-L·拉姆
V·库尔克
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baker Hughes Oilfield Operations LLC
Original Assignee
Baker Hughes Oilfield Operations LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Oilfield Operations LLC filed Critical Baker Hughes Oilfield Operations LLC
Publication of CN114502817A publication Critical patent/CN114502817A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/006—Accessories for drilling pipes, e.g. cleaners
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042—Threaded
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042—Threaded
    • E21B17/0423—Threaded with plural threaded sections, e.g. with two-step threads
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • E21B17/076—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers between rod or pipe and drill bit
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/003—Bearing, sealing, lubricating details
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F15/00—Suppression of vibrations in systems; Means or arrangements for avoiding or reducing out-of-balance forces, e.g. due to motion
    • F16F15/10—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system
    • F16F15/12—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using elastic members or friction-damping members, e.g. between a rotating shaft and a gyratory mass mounted thereon
    • F16F15/121—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using elastic members or friction-damping members, e.g. between a rotating shaft and a gyratory mass mounted thereon using springs as elastic members, e.g. metallic springs
    • F16F15/1216—Torsional springs, e.g. torsion bar or torsionally-loaded coil springs
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F15/00—Suppression of vibrations in systems; Means or arrangements for avoiding or reducing out-of-balance forces, e.g. due to motion
    • F16F15/10—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system
    • F16F15/12—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using elastic members or friction-damping members, e.g. between a rotating shaft and a gyratory mass mounted thereon
    • F16F15/129—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using elastic members or friction-damping members, e.g. between a rotating shaft and a gyratory mass mounted thereon characterised by friction-damping means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F15/00—Suppression of vibrations in systems; Means or arrangements for avoiding or reducing out-of-balance forces, e.g. due to motion
    • F16F15/10—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system
    • F16F15/16—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using a fluid or pasty material
    • F16F15/167—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using a fluid or pasty material having an inertia member, e.g. ring
    • F16F15/173—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using a fluid or pasty material having an inertia member, e.g. ring provided within a closed housing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F9/00—Springs, vibration-dampers, shock-absorbers, or similarly-constructed movement-dampers using a fluid or the equivalent as damping medium
    • F16F9/32—Details
    • F16F9/50—Special means providing automatic damping adjustment, i.e. self-adjustment of damping by particular sliding movements of a valve element, other than flexions or displacement of valve discs; Special means providing self-adjustment of spring characteristics
    • F16F9/52—Special means providing automatic damping adjustment, i.e. self-adjustment of damping by particular sliding movements of a valve element, other than flexions or displacement of valve discs; Special means providing self-adjustment of spring characteristics in case of change of temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F15/00—Suppression of vibrations in systems; Means or arrangements for avoiding or reducing out-of-balance forces, e.g. due to motion
    • F16F15/10—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system
    • F16F15/16—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using a fluid or pasty material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F15/00—Suppression of vibrations in systems; Means or arrangements for avoiding or reducing out-of-balance forces, e.g. due to motion
    • F16F15/10—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system
    • F16F15/18—Suppression of vibrations in rotating systems by making use of members moving with the system using electric, magnetic or electromagnetic means
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F2222/00—Special physical effects, e.g. nature of damping effects
    • F16F2222/02—Special physical effects, e.g. nature of damping effects temperature-related
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F2232/00—Nature of movement
    • F16F2232/02—Rotary
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F2236/00—Mode of stressing of basic spring or damper elements or devices incorporating such elements
    • F16F2236/08—Torsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16F—SPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F2238/00—Type of springs or dampers
    • F16F2238/02—Springs
    • F16F2238/024—Springs torsional

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Aviation & Aerospace Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Vibration Prevention Devices (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
  • Stringed Musical Instruments (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)

Abstract

本发明描述了用于使井下系统的扭转振荡发生阻尼的系统和方法。该系统包括井下钻井系统，该井下钻井系统在该井下系统的端部处设置成与钻头操作性地连接。阻尼系统安装在该井下钻井系统上，该阻尼系统具有被配置为使至少一个HFTO模态发生阻尼的至少一个阻尼器元件。至少一个模态‑振型调谐元件布置在该钻井系统上。该至少一个模态‑振型调谐元件被配置并定位在该钻井系统上，以修改以下中的至少一者：该HFTO模态的振型、该HFTO模态的频率、该HFTO模态的可激发性和该至少一个阻尼器元件的阻尼效率。

Description

通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置
相关申请的交叉引用
本申请要求2019年9月12日提交的美国临时申请序列号62/899,354、2019年9月12日提交的美国临时申请序列号62/899,291、2019年9月12日提交的美国临时申请序列号62/899,331和2019年9月12日提交的美国临时申请序列号62/899,332的权益，这些申请的全部公开内容以引用方式并入本文。
背景技术
1.技术领域
本发明整体涉及用于在操作期间使井下系统的振动发生阻尼的井下操作和系统。
2.相关技术的描述
在地下深处钻出钻孔以用于许多应用，诸如二氧化碳封存、地热生产以及油气勘探和生产。在所有这些应用中，钻出钻孔，使得它们穿过位于地表下方的地层(例如，封存箱)中所包含的材料(例如，气体或流体)或允许触及该材料。可将不同类型的工具和仪器设置在钻孔中以执行各种任务和测量。
在操作中，井下部件可经受振动，这可影响操作效率。例如，钻柱和井底钻具组合中的剧烈振动可由钻头处的切削力或井下工具(诸如泥浆马达)中的质量不平衡引起。此类振动产生的影响可包括但不限于降低的钻进速率、降低的测量质量以及井下部件、工具和/或设备的过度疲劳和磨损。
发明内容
本文公开了用于使井下系统的振荡(诸如扭转振荡)发生阻尼的系统和方法。该系统包括被布置为在钻孔内旋转的井下系统以及被配置在井下系统上的阻尼系统。该阻尼系统包括安装在井下系统的钻头或其他碎裂设备处或中的一个或多个阻尼器。这些阻尼器被布置为减少或消除一个或多个特定振动模态，并且因此可实现改进的井下操作和/或效率。
根据一些实施方案，提供了用于使井下系统的扭转振荡发生阻尼的系统。该系统包括：钻井系统，该钻井系统包括设置在钻柱的端部上的井底钻具组合；至少一个模态-振型调谐元件，该至少一个模态-振型调谐元件布置在该钻井系统上，该至少一个模态-振型调谐元件被配置为使高频扭转振荡(HFTO)模态的最大值的位置偏移；以及阻尼系统，该阻尼系统被配置在该钻井系统上，该阻尼系统包括布置在该最大值的所偏移位置处的至少一个阻尼器元件。
根据一些实施方案，提供了使钻孔中的井下系统的扭转振荡发生阻尼的方法。该方法包括：将至少一个模态-振型调谐元件安装在钻井系统上，该钻井系统包括钻柱和井底钻具组合，该至少一个模态-振型调谐元件被配置为使该钻井系统的高频扭转振荡(HFTO)模态的最大值的位置偏移；以及将阻尼系统安装在该钻井系统上，该阻尼系统包括布置在该最大值的所偏移位置处的至少一个阻尼器元件。
附图说明
在本说明书结束时的权利要求书中特别指出并明确要求保护被视为本发明的主题。通过以下结合附图的详细描述，本发明的前述和其他特征和优点将变得显而易见，其中类似的元件具有类似的编号，附图中：
图1是可以采用本公开的实施方案的用于执行井下操作的系统的示例；
图2是两个相互作用的主体之间的摩擦力或扭矩对相对速度或相对旋转速度的典型曲线的例示性曲线图；
图3是对于具有附加小速度波动的正相对平均速度而言摩擦力对位移的滞后曲线图；
图4是对于具有附加小速度波动的正相对平均速度而言摩擦力、相对速度和两者的乘积对时间的曲线图；
图5是对于具有附加小速度波动的零相对平均速度而言摩擦力对位移的滞后曲线图；
图6是对于具有附加小速度波动的零相对平均速度而言摩擦力、相对速度和两者的乘积的曲线图；
图7是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图8A是在钻头处测量的切向加速度的曲线图；
图8B是对应于图8A的示出旋转速度的曲线图；
图9A是井下系统的示意性曲线图，其示出了井下系统的振型随离钻头的距离的变化；
图9B示出了可在图9A的井下系统的操作期间激发的扭转振动的示例性对应模态振型；
图10是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图11是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图12是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图13是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图14是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图15是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图16是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图17是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图18是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；
图19是根据本公开的一个实施方案的阻尼系统的示意图；并且
图20是模态阻尼比对局部振动振幅的示意图；
图21是具有阻尼系统的井下工具的示意图；
图22是图21的井下工具的剖视图；
图23是根据本公开的一个实施方案的示出各种BHA模态的模态振型和阻尼器的标准化阻尼的一组曲线图；
图24A至图24C是根据本公开的实施方案的单个阻尼器元件在井下的放置的示意图；
图25是根据本公开的一个实施方案的示出各种BHA模态的模态振型和阻尼器的标准化阻尼的一组曲线图；
图26A是根据本公开的一个实施方案的井下管柱的示意图，该井下管柱具有模态-振型调谐元件和安装在该井下管柱上的阻尼器元件；
图26B示出了根据本公开的一个实施方案的通过结合有模态-振型调谐元件而修改或调谐的模态振型；
图27是根据本公开的一个实施方案的切向阻尼器元件的示意图；
图28是根据本公开的一个实施方案的切向阻尼器元件的示意图；
图29A是根据本公开的一个实施方案的模态-振型调谐元件的示例的示意图；以及
图29B是根据本公开的一个实施方案的示例性组装井下管柱的示意图，该示例性组装井下管柱具有模态-振型调谐元件和阻尼器元件短接头(sub)。
具体实施方式
图1示出了用于执行井下操作的系统的示意图。如图所示，该系统为钻井系统10，该钻井系统包括钻柱20，该钻柱具有钻井组件90(也称为井底钻具组合(BHA))，该钻井组件在穿透地层60的钻孔26中输送。钻井系统10包括常规井架11，该常规井架竖立在底板12上，该底板支撑旋转台14，该旋转台由原动机(诸如电动马达(未示出))以期望的旋转速度旋转。钻柱20包括钻井管状物22诸如钻管，该钻管从旋转台14向下延伸到钻孔26中。碎裂设备50(诸如附接到BHA 90的端部的钻探头(也称为“钻头”))在其旋转时使地质地层碎裂以钻出钻孔26。钻柱20联接到地面装备，诸如用于通过滑轮23经由方钻杆接头21、转环28和管线29来举升、旋转和/或推动(包括但不限于)绞车30的系统。在一些实施方案中，地面装备可以包括顶部驱动装置(未示出)。在钻井操作期间，操作绞车30以控制钻压，钻压影响钻进速率。绞车30的操作在本领域中是众所周知的，因此在本文不再详细描述。
在钻井操作期间，来自源或泥浆坑32的合适的钻井液31(也称为“泥浆”)在压力下由泥浆泵34循环通过钻柱20。钻井液31经由波动消除器36、流体管线38和方钻杆接头21进入钻柱20中。钻井液31在钻孔底部51处通过碎裂设备50中的开口排出。钻井液31通过钻柱20和钻孔26之间的环形空隙27沿井孔向上循环，并且经由回流管线35返回到泥浆坑32。流体管线38中的传感器S1提供关于流体流速的信息。与钻柱20相关联的地面扭矩传感器S2和传感器S3分别提供关于钻柱的扭矩和旋转速度的信息。另外，使用与管线29相关联的一个或多个传感器(未示出)来提供钻柱20的钩负荷以及与钻孔26的钻井有关的其他期望参数。该系统还可包括定位在钻柱20和/或BHA 90上的一个或多个井下传感器70。
在一些应用中，仅通过使钻管22旋转来使碎裂设备50旋转。然而，在其他应用中，使用设置在钻井组件90中的钻井马达55(例如泥浆马达)来使碎裂设备50旋转和/或叠加或补充钻柱20的旋转。在任一种情况下，对于给定的地层和给定的钻井组件，碎裂设备50进入地层60的钻进速率(ROP)在很大程度上取决于钻压和钻头旋转速度。在图1的实施方案的一个方面，钻井马达55经由设置在轴承组件57中的驱动轴(未示出)联接到碎裂设备50。当钻井液31在压力下通过钻井马达55时，钻井马达55使碎裂设备50旋转。轴承组件57支撑碎裂设备50的径向力和轴向力、钻井马达的下推力以及来自所施加的钻压的反应性向上负荷。联接到轴承组件57和/或其他合适位置的稳定器58充当钻井组件90或其部分的扶正器。
地面控制单元40从井下传感器70和设备经由放置在流体管线38中的换能器43诸如压力换能器接收信号以及从传感器S1、S2、S3、钩负荷传感器、RPM传感器、扭矩传感器和系统中使用的任何其他传感器接收信号，并且根据提供给地面控制单元40的已编程的指令来处理此类信号。地面控制单元40在显示器/监视器42上显示由钻机现场的操作人员用来控制钻井操作的期望的钻井参数和其他信息。地面控制单元40包含计算机；存储器，该存储器用于存储计算机中的处理器可访问的数据、计算机程序、模型和算法；记录器，诸如磁带单元、存储器单元等，该记录器用于记录数据；以及其他外围设备。地面控制单元40还可包括由计算机用来根据已编程的指令来处理数据的仿真模型。控制单元响应通过合适的设备(诸如，键盘)输入的用户命令。地面控制单元40适于在出现某些不安全的或不期望的操作条件时激活警报44。
钻井组件90还包含其他传感器和设备或工具，用于提供与围绕钻孔的地层有关的多种测量结果以及用于沿着期望的路径钻出钻孔26。此类设备可包括用于测量在钻头附近和/或前方的地层电阻率的设备、用于测量地层伽马射线强度的伽马射线设备以及用于确定钻柱的倾斜度、方位角和位置的设备。根据本文所述的实施方案制作的地层电阻率工具64可联接在任何合适的位置(包括下部启动子组件62上方)处，以用于估计或确定在碎裂设备50附近或前方或在其他合适位置处的地层电阻率。可适当地放置测斜仪74和伽马射线设备76，以用于分别确定BHA的倾斜度和地层伽马射线强度。可使用任何合适的测斜仪和伽马射线设备。另外，可利用诸如磁力仪或陀螺仪设备的方位角设备(未示出)来确定钻柱方位角。此类设备是在本领域已知的，因此在本文不再详细描述。在上述示例性配置中，钻井马达55经由轴来向碎裂设备50传递动力，该轴还使钻井液能够从钻井马达55传递到碎裂设备50。在钻柱20的替代实施方案中，钻井马达55可联接在电阻率测量设备64下方或任何其他合适的位置处。
仍然参考图1，其他随钻测井(LWD)装置(在此总体上由标号77表示)，诸如用于测量地层孔隙度、渗透性、密度、岩石性质、流体性质等的装置，可以置于钻井组件90中的适当位置处，以提供用于评估沿钻孔26的地下地层的信息。此类设备可包括但不限于温度测量工具、压力测量工具、钻孔直径测量工具(例如，卡尺)、声学工具、核工具、核磁共振工具以及地层测试和采样工具。
上述设备将数据发射到井下遥测系统72，该井下遥测系统继而将所接收的数据沿井孔向上发射到地面控制单元40。井下遥测系统72还从地面控制单元40接收信号和数据，并将此类接收到的信号和数据传输到适当的井下设备。在一个方面，可使用泥浆脉冲遥测系统在钻井操作期间在井下传感器70和设备和地面装备之间传送数据。放置在流体管线38(例如，泥浆供应管线)中的换能器43响应于井下遥测系统72所发射的数据来检测泥浆脉冲。换能器43响应于泥浆压力变化而生成电信号，并将此类信号经由导体45发射到地面控制单元40。在其他方面，可使用任何其他合适的遥测系统用于在地面与BHA 90之间进行双向数据通信(例如，下行链路和上行链路)，这些遥测系统包括但不限于声学遥测系统、电磁遥测系统、光学遥测系统、有线管遥测系统，其可在钻柱或钻孔中利用无线耦合器或中继器。可通过连接钻管段来构成有线管遥测系统，其中每个管段都包括沿着管延伸的数据通信链路(诸如电线)。管段之间的数据连接可通过任何合适的方法进行，这些方法包括但不限于硬电连接或光连接、感应、电容、共振耦合(诸如电磁共振耦合)或定向耦合方法。在使用连续油管作为钻管22的情况下，数据通信链路可沿着连续油管延伸的侧面。
到目前为止所描述的钻井系统涉及那些利用钻管将钻井组件90输送到钻孔26中的钻井系统，其中通常通过控制绞车的操作来从地面控制钻压。然而，大量当前钻井系统，特别是用于钻探高度偏斜钻孔和水平钻孔的钻井系统，都利用连续油管来将钻井组件输送到井下。在此类应用中，有时在钻柱中部署推进器来在钻头上提供期望的力。另外，当利用了连续油管时，并不通过旋转台旋转油管，而是通过合适的注入器将油管注入钻孔中，同时井下马达(诸如钻井马达55)使碎裂设备50旋转。对于海上钻井，使用海上钻机或船只来支撑钻井装备，包括钻柱。
仍然参考图1，可提供电阻率工具64，该电阻率工具包括例如多根天线，包括例如发射器66a或66b和/或接收器68a或68b。电阻率可以是在作出钻井决定时感兴趣的一种地层性质。本领域技术人员将理解，其他地层性质工具可与电阻率工具64一起使用或代替该电阻率工具。
尾管钻井可以是用于提供碎裂设备的一种配置或操作，因为与常规钻井相比具有若干优点，因此在油气工业中变得越来越有吸引力。在标题为“用于在单程期间钻出钻孔、设置尾管并固结钻孔的装置和方法”(Apparatus and Method for Drilling a Borehole,Setting a Liner and Cementing the Borehole During a Single Trip)的共同拥有的美国专利号9,004,195中示出和描述了此类构造的一个示例，该专利全文以引用方式并入本文。重要的是，尽管钻进速率相对较低，但由于尾管在钻探钻孔的同时下钻，因此减少了将尾管对准目标的时间。这在膨胀的地层中可能是有益的，在这种地层中，钻井的收缩会阻碍尾管的安装。此外，在耗尽且不稳定的油层中使用尾管进行钻探，可最大程度地降低因钻孔塌陷而卡住管或钻柱的风险。
尽管图1是关于钻井操作示出和描述的，但是本领域技术人员将理解，尽管具有不同的部件，但是类似的构造可以用于执行不同的井下操作。例如，如本领域已知的，可使用电缆、有线管、尾管钻井、扩眼、连续油管和/或其他构造。此外，可采用生产配置用于从地层提取材料和/或向地层中注入材料。因此，本公开不限于钻井操作，而是可用于任何适当或期望的一个或多个井下操作。
钻井操作期间钻柱和井底钻具组合中的剧烈振动可由钻头处的切削力或井下工具(诸如钻井马达)中的质量不平衡引起。此类振动可导致钻进速率降低、井底钻具组合的工具所进行的测量的质量降低，并且可导致井下部件磨损、疲劳和/或故障。如本领域技术人员所理解，存在不同振动，诸如横向振动、轴向振动和扭转振动。例如，整个钻井系统的粘滞/滑动和高频扭转振荡(“HFTO”)均是扭转振动的类型。术语“振动”、“振荡”以及“波动”以重复和/或周期性的移动或者平均值(诸如平均位置、平均速度、平均加速度、平均力和/或平均扭矩)的周期性偏差的相同广泛含义使用。具体地讲，这些术语不意在限于谐波偏差，而是可包括所有种类的偏差，诸如但不限于周期性偏差、谐波偏差和统计偏差。可通过因钻头或任何其他切削结构(诸如扩眼器钻头)与地层的相互作用而发生的自激发机制来激发扭转振动。低频扭转振荡(诸如粘滞/滑动)与HFTO之间的主要区别是频率和典型的模态振型：例如，与通常具有低于1Hz的频率的低频扭转振动相比，HFTO具有通常高于50Hz的频率。此外，低频扭转振动或粘滞/滑动的受激模态振型通常是整个钻井系统的第一模态振型，而HFTO的模态振型可为高阶的并且通常局限于钻井系统的更小部分且激发点处的振幅相对较高，该激发点可为钻头或任何其他切削结构(诸如扩眼器钻头)或者钻井系统与地层之间的任何接触(例如，由稳定器实现)。
由于振动的高频率，HFTO对应于沿着BHA的高加速度和扭矩值。本领域的技术人员将理解，对于扭转运动而言，加速度、力和扭矩中的一者始终伴随着加速度、力和扭矩中的另两者。在这种意义上，从这些之中的任何一者不会在没有另两者的情况下发生的意义上讲，加速度、力和扭矩是等效的。高频振动的负荷可对BHA的电子和机械部件的效率、可靠性和/或耐久性具有负面影响。本文所提供的实施方案涉及在井下系统上提供扭转振动阻尼以减轻HFTO。在本公开的一些实施方案中，如果在该系统内实现所测量的特性(诸如扭转振动振幅或频率)的阈值，则可激活扭转振动阻尼。
根据本文提供的非限制性实施方案，振动阻尼器或在本公开的上下文中简单地阻尼器(也称为阻尼系统，例如扭转振动阻尼系统)可基于摩擦阻尼器。例如，根据一些实施方案，阻尼器可包括一个或多个阻尼器元件，该一个或多个阻尼器元件可包括在阻尼器元件短接头中。阻尼器元件内的两个零件(诸如阻尼器元件中的两个相互作用的主体)之间的摩擦可耗散能量并且降低扭转振荡的水平，因此减轻由高频振动引起的潜在损坏。优选地，阻尼器的能量耗散至少等于钻头-岩石相互作用所引起的HFTO能量输入。
如本文所提供的摩擦阻尼器可引起显著的能量耗散并因此引起扭转振动的减轻。当两个部件或相互作用的主体彼此接触并且相对于彼此运动时，摩擦力在这些部件或相互作用的主体的接触表面之间的相对运动的速度的相反方向上起作用。摩擦力引起能量耗散。
图2是两个相互作用的主体之间的摩擦力或扭矩对相对速度v(例如，或相对旋转速度)的典型曲线的例示性曲线图200。两个相互作用的主体具有接触表面以及与接合两个相互作用的主体的接触表面垂直的力分量FN。曲线图200示出了两个相互作用的主体的摩擦力或扭矩与速度弱化行为(例如，切削的摩擦、特性)的相关性。在两个相互作用的主体之间的更高相对速度(v>0)下，摩擦力或扭矩具有由点202示出的不同值。降低相对速度将引起增加的摩擦力或扭矩(也称为速度弱化特性)。当相对速度为零时，摩擦力或扭矩达到其最大值。最大摩擦力也称为静摩擦、粘着摩擦或粘滞。
通常，摩擦力FR取决于法向力，如方程FR＝μ·FN中所描述，其中摩擦系数为μ。一般来讲，摩擦系数μ是速度的函数。在本文，法向力也可对应于法线方向上的激发振动而波动。在两个相互作用的主体之间的相对速度为零(v＝0)的情况下，静摩擦力FS与法向力分量FN相关，方程为FS＝μ0·FN，其中静摩擦系数为μ0。在两个相互作用的主体之间的相对速度不为零(v≠0)的情况下，摩擦系数称为动摩擦系数μ。如果相对速度进一步降低到负值(即，如果这两个相互作用的主体的相对运动的方向切换到相反方向)，则摩擦力或扭矩切换到相反方向且在曲线图200中的点204处具有与从正最大值到负最小值的阶跃相对应的高绝对值。即，摩擦力对速度的关系示出了速度改变正负号的点处的正负号变换并且在曲线图200中的点204处是不连续的。速度弱化特性是摩擦地连接的相互作用的主体之间的熟知效应。接触力或扭矩的速度弱化特性被认为是粘滞/滑动的潜在根本原因。也可通过利用在更低相对速度下具有更高粘度且在更高相对速度下具有更低粘度的分散性流体来实现速度弱化特性。如果迫使分散性流体穿过相对较小的通道，则可实现相同的效应，因为流动阻力在低或高相对速度下分别相对较高或较低。
参考图8A至图8B，图8A示出了井下系统的测量的扭转加速度对时间。在图8A所示的5秒测量时间中，图8A示出了平均加速度为大约0g的振荡扭转加速度，该平均加速度由在大约0s与3s之间具有相对较低的振幅且在大约3s与5s之间具有至多100g的相对较高的振幅的振荡扭转加速度叠加。图8B示出了与图8A相同时间周期内的对应旋转速度。根据图8A，图8B示出了平均速度v0(在图8B中由线v0指示)，该平均速度相对恒定在大约190转/分钟。该平均速度由根据图8A中的相对较低和较高的加速度振幅在大约0s与3s之间具有相对较低的振幅且在大约3s与5s之间具有相对较高的振幅的振荡旋转速度变化叠加。值得注意的是，即使在旋转速度振荡的振幅相对较高的大约3s与5s之间的时间周期内，振荡旋转速度也不会引起旋转速度的负值。
再次参考图2，点202示出了两个相互作用的主体的平均速度，该平均速度对应于图8B中的平均速度v0。在图2的示意图中，图8B的数据对应于具有在平均速度v0周围因HTFO而以相对高频率振荡的速度的点，与HFTO相比，该平均速度随时间相对缓慢地变化。因此，示出了图8B的数据的点在图2中的曲线的正分支上来回移动，而不会或仅很少达到负速度值。因此，对应摩擦力或扭矩在正平均摩擦力或平均摩擦扭矩周围振荡并且通常为正或仅在很少情况下达到负值。如下文进一步讨论，点202示出了相对速度的正平均值对应于静态扭矩的位置，并且点204示出了摩擦阻尼的有利点。应当注意，钻井系统与钻孔壁之间的摩擦力或扭矩不会产生该系统中的高频振荡的附加阻尼。这是因为相互作用的主体(例如，稳定器和钻孔壁)的接触表面之间的相对速度的平均速度不会如此接近零而使得HFTO引起这两个相互作用的主体的相对速度的正负号变换。相反，两个相互作用的主体之间的相对速度在离零的一定距离处具有高平均值，该高平均值较大以使得HFTO不会引起两个相互作用的主体的相对速度的正负号变换(例如，由图2中的点202示出)。
如本领域技术人员将理解，如图2所示的接触力或扭矩相对于相对速度的弱化特性导致将能量施加到系统中以用于使相互作用的主体的相对移动以平均速度v0振荡，该平均速度与振荡移动的速度相比是高的。在该上下文中，自激发机制的其他示例(诸如轴向和扭转自由度之间的耦合)可引起类似特性。
对应的滞后在图3中描绘并且图4中示出了摩擦力和速度的时间曲线图。图3示出了摩擦力Fr(在该上下文中有时也称为切削力)对相对于位置的位移的滞后关系，该位移以具有附加小速度波动(引起附加小位移dx)的正平均相对速度移动。因此，图4示出了对于具有附加小速度波动(引起附加小位移dx)的正平均相对速度而言的摩擦力(Fr)、相对速度
Figure BDA0003584391340000111
和两者的乘积(由图4中的标签400指示)。本领域的技术人员将理解，随时间推移的摩擦力与速度之间的面积等于耗散的能量(即，线400与零轴之间的面积)，其在由图3和图4中示出的情况下为负。即，在由图3和图4中示出的情况下，经由摩擦接触将能量从摩擦传递到振荡中。
再次参考图2，点204表示除平均速度之外小速度波动或振动的摩擦阻尼的有利平均速度。对于两个相互作用的主体之间的相对移动的小波动，图2中的点204处的不连续性与相互作用的主体的相对速度的正负号变换也引起摩擦力或扭矩发生突然的正负号变换。该正负号变换会引起滞后，从而引起大量耗散的能量。例如，比较图5和图6，图5和图6分别与图3和图4具有类似的曲线图，但示出了具有附加小速度波动或振动的零平均相对速度的情况。图6中的线600下方的对应于乘积
Figure BDA0003584391340000112
的面积等于一个时段期间的耗散的能量，并且在这种情况下为正。即，在由图5和图6示出的情况下，经由摩擦接触将能量从高频振荡传递到摩擦中。与由图3和图4示出的情况相比，该效应相当高，并且具有期望的正负号。根据图2、图5和图6的比较也清楚的是，耗散的能量显著地依赖于v＝0(即，图2中的位置204)时最大摩擦力与最小摩擦力之间的差值。v＝0时最大摩擦力与最小摩擦力之间的差值越大，耗散的能量越高。虽然图3至图4通过使用速度弱化特性(诸如图2所示的特性)而产生，但本公开的实施方案不限于此类型的特性。本文所公开的装置和方法对于任何类型的特性都将有效，前提条件是当这两个相互作用的主体之间的相对速度改变其正负号时，摩擦力或扭矩经历具有正负号变换的阶跃。
现在将描述根据本公开的一些实施方案的摩擦阻尼器。摩擦阻尼器安装在钻井系统(诸如图1所示的钻井系统10)上或中，并且/或者是钻井系统10的一部分，诸如井底钻具组合90的一部分。摩擦阻尼器元件是摩擦阻尼器的一部分并且可包括两个相互作用的主体，诸如第一元件和具有与第一元件的摩擦接触表面的第二元件。本公开的摩擦阻尼器被布置为使得第一元件的平均速度与安装了第一元件的钻井系统的旋转速度相关。例如，第一元件可具有与钻井系统类似或相同的平均速度或旋转速度，以使得小波动振荡引起根据图2中的点204的第一元件与第二元件之间的相对速度的正负号变换或过零。
应当注意，钻井系统与钻孔壁之间的摩擦力或扭矩不会产生该系统中的高频振荡的附加阻尼。这是因为接触表面(例如，稳定器和钻孔)之间的相对速度不具有零平均值(例如，图2中的点202)。根据本文所述的实施方案，第一元件与第二元件之间的静摩擦被设定为足够高以使得第一元件能够将第二元件(在旋转期间)加速到与钻井系统具有相同值的平均速度v0。因此附加高频振荡根据等于或接近图2中的点204的图2中的位置周围的振荡以正或负速度在第一元件与第二元件之间引入滑动。惯性力FI超过静摩擦力时会发生滑动，该静摩擦力表示为两个相互作用的主体之间的静摩擦系数乘以法向力：FI>μ0·FN。根据本公开的实施方案，法向力FN(例如，由两个相互作用的主体之间的接触表面的接触和表面压力引起)和静摩擦系数μ0被调节以实现最佳能量耗散和最佳振幅。此外，可优化惯性矩(扭转)、接触表面的接触和表面压力以及阻尼器或接触表面相对于离钻头的距离的布置。
例如，转向图7，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统700的示意图。阻尼系统700是井下系统702(诸如井底钻具组合和/或钻井组件)的一部分。井下系统702包括钻柱704，该钻柱旋转以使井下系统702的钻井操作能够在地层708内形成钻孔706。如上所讨论，钻孔706通常填充有钻井液，诸如钻井泥浆。阻尼系统700包括第一元件710，该第一元件操作性地联接(例如，固定地连接)或为井下系统702的一体部分以便确保第一元件710以与井下系统702的平均速度相关(例如，类似或相同)的平均速度旋转。第一元件710与第二元件712摩擦接触。第二元件712至少部分可动地安装在井下系统702上，其中接触表面714位于第一元件710与第二元件712之间。
就摩擦力而言，最小摩擦力与最大摩擦力之间的差值正相关于法向力和静摩擦系数。耗散的能量随摩擦力和谐波位移而增加，但仅在滑动阶段中耗散能量。在粘滞阶段中，摩擦界面之间的相对位移和耗散的能量为零。粘滞阶段的上限振幅极限随接触界面中的法向力和摩擦系数线性地增加。原因是在接触主体中的一个接触主体以
Figure BDA0003584391340000131
被加速的情形下可由该一个接触主体的惯性矩J引起的接触界面中的反应力
Figure BDA0003584391340000132
必须高于限定粘滞与滑动之间的极限的扭矩MH＝FNμHr。如本文所用，FN是法向力，并且μH是有效摩擦系数，并且r是摩擦接触区域的有效或平均半径。对于相互作用的主体的复杂摩擦接触零件，可同时发生粘滞或滑动。在本文，可优化接触压力以实现最佳阻尼和振幅。
如果接触力是由位移和弹簧元件引起的，则类似的机制也适用。接触区域的加速度
Figure BDA0003584391340000133
可归因于模态的激发并且依赖于对应模态振型，如下文相对于图9B进一步讨论。就具有惯性矩J的附加惯性质量(或简单地本公开的上下文内的惯性件(inertia)或质量)而言，只要接触界面粘滞，加速度
Figure BDA0003584391340000134
便等于附加位置处的受激模态和对应模态振型的加速度。
必须调节法向力和摩擦力以保证滑动阶段处于适宜或容许的振幅范围内。容许的振幅范围可由零与负荷极限之间的振幅限定，所述负荷极限例如由工具和部件的设计规范给定。极限也可由没有阻尼器的情况下预期振幅的百分比给定。可与能量输入(例如，通过强制激发或自激发)比较的耗散的能量是判断阻尼器的效率的一个量度。另一个量度是所提供的该系统的等效阻尼，该等效阻尼与该系统中的谐波振动的一个周期内耗散的能量与振动的一个周期期间的势能之比成比例。该量度对于自激发的系统尤其有效。就自激发的系统而言，可通过负阻尼系数来估计该激发并且可直接比较等效阻尼和负阻尼两者。阻尼器所提供的阻尼力为非线性的并且强烈依赖于振幅。
如图20所示，阻尼在粘滞阶段(图20的曲线图的左端)中为零，其中相互作用的主体之间的相对移动为零。如果如上所述，粘滞和滑动阶段之间的极限被通过接触界面传递的力所超过，则会发生引起能量耗散的相对滑动运动。随后摩擦阻尼所提供的阻尼比增加到最大值，之后降低到最小值。将发生的振幅依赖于可由负阻尼项描述的激发。在本文，如图20所描绘，提供的阻尼的最大值必须高于来自自激发机制的负阻尼。所谓的极限循环中发生的振幅可由摩擦阻尼器所提供的负阻尼比和等效阻尼比的交点来确定。
该曲线依赖于不同参数。有利的是具有高法向力但滑动阶段的振幅最小。就惯性质量而言，这可通过高质量或通过将接触界面放置在相对于受激模态振型的高加速度的点处来实现。就接触界面而言，与接触点处的模态振型的振幅相比，例如沿着BHA的轴向轴线，高相对位移是有利的。因此，根据高振幅或相对振幅进行的阻尼器的最佳布置很重要。这可通过使用模拟结果来实现，如下所讨论。法向力和摩擦系数可用于将该曲线移动到更低或更高振幅，但对阻尼最大值没有很大影响。如果实现了超过一个摩擦阻尼器，则这将引起图20所示的类似曲线的叠加。如果调节法向力和摩擦系数以实现相同振幅的最大值，则这有利于所实现的整体阻尼。此外，略微移动的阻尼曲线将引起所得曲线相对于振幅可更宽，这可有利于考虑可使振幅向最大值的右边移动的影响。在这种情况下，就自激发的系统而言，振幅将增加到极高的值，如负阻尼所指示。在这种情况下，振幅需要再次移动到最大值的左侧，例如通过离开底部或将该系统的旋转速度降低到更低水平。此上下文中的振幅通过如在下文相对于图8B所指示和讨论的平均旋转速度大约线性地缩放。
再次参考图7，管柱704及因此井下系统702以旋转速度
Figure BDA0003584391340000141
旋转，该旋转速度可按每分种转数(RPM)来量度。第二元件712安装到第一元件710上。可通过调节元件716的应用和使用来选择或调节第一元件710与第二元件712之间的法向力FN。调节元件716可例如经由螺纹、致动器、压电致动器、液压致动器和/或弹簧元件来调节，以施加在与第一元件710和第二元件712之间的接触表面714垂直的方向上具有分量的力。例如，如图7所示，调节元件716可在井下系统702的轴向方向上施加力，由于井下系统702的轴线与第一元件710和第二元件712的接触表面714之间成非零角度，该力转换成与第一元件710和第二元件712的接触表面714垂直的力分量FN。在一些配置中，选择或定义系统712与惯性质量元件之间的角度，以允许滑动运动并避免自锁定。
第二元件712具有惯性矩J。当在井下系统702的操作期间发生HFTO时，根据模态振型(例如，沿着钻井系统、钻柱和/或BHA的尺寸限定振幅分布)和模态的振幅(例如，缩放模态振型的振幅)加速井下系统702和第二元件712两者。图8A和图8B中示出了这种操作的示例性结果。图8A是在钻头处测量的切向(即，圆周)加速度的曲线图，并且图8B是对应的旋转速度。
由于第二元件712的切向加速度和惯性，第二元件712与第一元件710之间发生相对惯性力。如果这些惯性力超过粘滞与滑动之间的阈值，即如果这些惯性力超过第一元件710与第二元件710之间的静摩擦力，则元件710、712之间将发生引起能量耗散的相对运动。在此类布置中，加速度、静摩擦系数和/或动摩擦系数及法向力决定耗散的能量的量。例如，第二元件712的惯性矩J决定必须在第一元件710与第二元件712之间传递的相对力。高加速度和惯性矩增加接触表面714处滑动的倾向，因此引起阻尼器所提供的更高能量耗散和等效阻尼比。
由于第一元件710与第二元件712之间的摩擦运动所引起的能量耗散，将在第一元件710和/或第二元件712上产生热量和磨损。为了使磨损保持低于可接受的水平，可承受磨损的材料可以用于第一元件710和/或第二元件712。例如，金刚石或聚晶金刚石复合片可以至少用于第一元件710和/或第二元件712的一部分。另选地或除此之外，涂层可有助于减少因第一元件710和第二元件712之间的摩擦引起的磨损。热量可引起高温并且可影响井下系统702的第一元件710、第二元件712和/或其他部件的可靠性或耐久性。第一元件710和/或第二元件712可由具有高导热性或高热容量的材料制成，和/或可与具有高导热性或热容量的材料接触。
此类具有高导热性的材料包括但不限于金属或包含金属的化合物诸如铜、银、金、铝、钼、钨，或包含脂肪、油脂、油的热油脂，环氧树脂、有机硅、聚氨酯和丙烯酸酯以及任选地填料诸如金刚石、金属或包含金属的化学化合物(例如，银、氮化铝中的铝、氮化硼中的硼、氧化锌中的锌)或者硅或包含硅的化学化合物(例如，碳化硅)。除此之外或另选地，第一元件710和第二元件712中的一者或两者可与流体(诸如钻井液)接触，该流体被配置为从第一元件710和/或第二元件712去除热量以便冷却相应元件710、712。此外，振幅限制元件(未示出)诸如键、凹槽或弹簧元件可用于且被配置为将能量耗散限制到可接受的极限，从而减少磨损。
当布置阻尼系统700时，高法向力和/或静摩擦系数或动摩擦系数将防止第一元件710与第二元件712之间的相对滑动运动，并且在此类情况下，不会耗散能量。相比之下，低法向力和/或静摩擦系数或动摩擦系数可引起低摩擦力，并且将发生滑动但耗散的能量较低。另外，低法向力和/或静摩擦系数或动摩擦系数可引起第二元件712的外表面处(例如，第二元件712与地层708之间)的摩擦高于第一元件710与第二元件712之间的摩擦的情况，从而引起第一元件710与第二元件712之间的相对速度不等于或接近零而是处于井下系统702与地层708之间的平均速度的范围内。因此，可调节法向力和静摩擦系数或动摩擦系数以及阻尼器元件相对于受激模态和模态振型的布置(例如，通过使用调节元件716)以实现能量耗散的优化值。
这可通过调节法向力FN、静摩擦系数μ0、动摩擦系数μ、阻尼器元件相对于受激模态振型的布置或它们的组合来完成。可通过以下方式调节法向力FN：定位调节元件716和/或使致动器在第一元件和第二元件中的一者上产生具有与第一元件和第二元件的接触表面垂直的分量的力，调节第一元件和第二元件周围的压力状态，或增大或减小压力作用的区域。例如，通过增大作用于第二元件的外部压力(诸如泥浆压力)，也将增大法向力FN。调节井下泥浆的压力可通过调节表面上的泥浆泵(例如，图1所示的泥浆泵34)或表面上或井下的影响泥浆压力的其他装备(诸如旁路、阀、波动消除器)来实现。可将法向力调节为与受激模态振型的自振频率具有相同频率的谐波，并且因此对于惯性质量的低加速度具有低法向力值并且对于惯性质量的低加速度具有高法向力值，并且因此允许低加速度值的滑动运动。
还可由偏置元件(未示出)诸如弹簧元件来调节法向力FN，该偏置元件对第二元件712施加力，例如在背离或朝向第一元件710的轴向方向上的力。还可基于从传感器接收到的输入以受控方式进行法向力FN的调节。例如，合适的传感器(未示出)可向控制器(未示出)提供一个或多个参数值，这些参数值与第一元件710和第二元件712的相对运动或第一元件710和第二元件712中的一者或两者的温度相关。基于这些参数值，控制器可提供增大或减小法向力FN的指令。例如，如果第一元件710和第二元件712中的一者或两者的温度超过阈值温度，则控制器可提供减小法向力FN的指令以防止因高温引起的第一元件710和第二元件712中的一者或两者的损坏。类似地，例如，如果第二元件712相对于第一元件710的距离、速度或加速度超过阈值，则控制器可提供增大或减小法向力FN的指令以确保最佳能量耗散。通过监测参数值，可控制法向力FN以在一个时间周期内实现期望的结果。例如，可控制法向力FN以提供最佳能量耗散，同时在钻井行程或其一部分内保持第一元件710和第二元件712中的一者或两者的温度低于阈值。
另外，可通过利用不同材料来调节静摩擦系数或动摩擦系数，所述不同材料例如为但不限于具有不同刚度、不同粗糙度和/或不同润滑性的材料。例如，具有更高粗糙度的表面通常会增加摩擦系数。因此，可通过为第一元件和第二元件中的至少一者或第一元件和第二元件中的至少一者的一部分选择具有适当摩擦系数的材料来调节摩擦系数。第一元件和/或第二元件的材料也可对第一元件和第二元件的磨损有影响。为了保持第一元件和第二元件的磨损较低，有利的是选择可承受第一元件和第二元件之间产生的摩擦的材料。第二元件712的惯性、摩擦系数和预期加速度振幅(例如，随模态振型和本征频率而变化)是确定耗散的能量且也需要优化的参数。临界模态振型和加速度振幅可通过测量或计算来确定，或基于如本领域技术人员所理解的其他已知方法来确定。示例是有限元分析或传递矩阵法或有限差分法并且基于该模态分析或分析模态。在预期有高相对位移或加速度的地方布置摩擦阻尼器是最佳的。
现转向图9A和图9B，示出了井下系统900和对应模态的示例。图9A是井下系统的示意性曲线图，其示出了井下系统的振型随离钻头的距离的变化，并且图9B示出了可在图9A的井下系统的操作期间激发的示例性对应扭转振荡模态振型。图9A和图9B的示意图展示了阻尼系统的一个或多个元件在井下系统900上的潜在位置和布置。
如图9A示意性地示出，井下系统900包括具有不同直径(以及不同质量、密度、配置等)的各种部件，并且因此在井下系统900的旋转期间，不同部件可引起产生各种模态。示例性模态指示将存在最高振幅的地方，这可需要通过应用阻尼系统来使之发生阻尼。例如，如图9B所示，示出了井下系统900的第一扭转振荡的模态振型902、第二扭转振荡的模态振型904以及第三扭转振荡的模态振型906。基于模态振型902、904、906的知识，可优化阻尼系统的第一元件的位置。在模态振型902、904、906的振幅为最大值(峰值)的情况下，可需要和/或实现阻尼。因此，示例性地示出了用于附接或安装本公开的阻尼系统的两个潜在位置。
例如，第一阻尼位置908接近井下系统900的钻头并且主要使第一扭转振荡和第三扭转振荡(对应于模态振型902、906)发生阻尼并针对第二扭转振荡(对应于模态振型904)提供一些阻尼。即，第一阻尼位置908大约在第三扭转振荡(对应于模态振型906)的峰值处，接近第一扭转振荡模态振型902的峰值，并且在相对于第二扭转振荡模态振型904的峰值的约一半处。
第二阻尼位置910被布置为再次主要提供第三扭转振荡模态振型906的阻尼并且针对第一扭转振荡模态振型902提供一些阻尼。然而，在第二阻尼位置910中，不会发生第二扭转振荡模态振型904的阻尼，因为第二扭转振荡模态振型904在第二阻尼位置910处接近零。
尽管在图9A和图9B中示出用于布置本公开的阻尼系统的仅两个位置，但是实施方案不受如此限制。例如，可沿着井下系统安装任何数量和任何布置的阻尼系统以对井下系统提供扭转振动阻尼。阻尼器的优选安装位置的示例是预期模态振型中的一者或多者显示出高振幅的地方。
由于钻头处的高振幅，例如，阻尼器的一个良好位置是接近钻头或甚至在钻头内。此外，第一元件和第二元件不限于单个主体，而是可采取任何数量的各种构造来实现期望的阻尼。即，可采用多个主体(多主体)第一元件或第二元件(例如，摩擦阻尼器)，其中每个主体具有相同或不同法向力、摩擦系数和惯性矩。例如，如果不确定在沿着井下系统的给定位置处预期为哪个模态振型和对应加速度，则可使用此类多主体元件布置。
例如，可使用可实现彼此之间的不同相对滑动运动以耗散能量的两个或更多个元件主体。第一元件的多个主体可使用不同静摩擦系数或动摩擦系数、接触表面之间的角度来选择和组装，和/或可具有影响摩擦量和/或粘滞与滑动之间的转变的其他机制。可使用此类构造来使若干振幅水平、受激模态振型和/或自振频率发生阻尼。
例如，转向图10，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1000的示意图。阻尼系统1000可以与上文相对于图7示出和描述的类似的方式操作。阻尼系统1000包括第一元件1010和第二元件1012。然而，在该实施方案中，安装到井下系统1002的第一元件1010的第二元件1012由第一主体1018和第二主体1020形成。第一主体1018具有第一主体1018与第一元件1010之间的第一接触表面1022，并且第二主体1020具有第二主体1020与第一元件1010之间的第二接触表面1024。如图所示，第一主体1018与第二主体1020由间隙1026分开。提供间隙1026是为了防止第一主体1018与第二主体1020之间的相互作用，使得它们可彼此独立地操作(例如，运动)或彼此不直接相互作用。在该实施方案中，第一主体1018具有第一静摩擦系数或动摩擦系数μ1和垂直于第一接触表面1022的第一力FN1，而第二主体1020具有第二静摩擦系数或动摩擦系数μ2和垂直于第二接触表面1024的第二力FN2。此外，第一主体1018可具有第一惯性矩J1，并且第二主体1020可具有第二惯性矩J2。在一些实施方案中，第一静摩擦系数或动摩擦系数μ1、第一法向力FN1和第一惯性矩J1中的至少一者被选择成分别不同于第二静摩擦系数或动摩擦系数μ2、第二法向力FN2和第二惯性矩J1。因此，阻尼系统1000可被配置为考虑沿着井下系统1002的基本上单个位置处的多个不同模态振型。
现在转向图11，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1100的示意图。阻尼系统1100可以以与上文示出和描述的类似的方式操作。然而，在该实施方案中，安装到井下系统1102的第一元件1110的第二元件1112由第一主体1118、第二主体1120和第三主体1128形成。第一主体1118具有第一主体1118与第一元件1110之间的第一接触表面1122，第二主体1120具有第二主体1120与第一元件1110之间的第二接触表面1124，并且第三主体1128具有第三主体1128与第一元件1110之间的第三接触表面1130。如图所示，第三主体1128位于第一主体1118与第二主体1020之间。在该实施方案中，三个主体1118、1120、1128彼此接触，因此它们之间可具有法向力和静摩擦系数或动摩擦系数。
三个主体1118、1120、1128之间的接触可由主体1118、1120、1128中的两者或更多者之间的弹性连接元件(诸如弹簧元件)建立、保持或支持。除此之外或另选地，第一主体1118可在第一接触表面1122处具有第一静摩擦系数或动摩擦系数μ1和第一力FN1，第二主体1120可在第二接触表面1124处具有第二静摩擦系数或动摩擦系数μ2和第二力FN2，并且第三主体1128可在第三接触表面1130处具有第三静摩擦系数或动摩擦系数μ3和第三力FN3。
除此之外或另选地，第一主体1118和第三主体1128在第一主体1118与第三主体1128之间的接触表面处彼此之间可具有第四力FN13和第四静摩擦系数或动摩擦系数μ13。类似地，第三主体1128和第二主体1120在第三主体1128与第二主体1120之间的接触表面处彼此之间可具有第五力FN32和第五静摩擦系数或动摩擦系数μ32。
此外，第一主体1118可具有第一惯性矩J1，第二主体1120可具有第二惯性矩J2，并且第三主体1128可具有第三惯性矩J3。在一些实施方案中，静摩擦系数或动摩擦系数μ1、μ2、μ3、μ13、μ32、力FN1、FN2、FN3、F13、F32和惯性矩J1、J2、J3可选择成彼此不同，使得对于第一元件1110、第一主体1118、第二主体1120和第三主体1128的相对速度的至少子范围，乘积μi·Fi(其中i＝1、2、3、13、32)不同。此外，相邻主体之间的静摩擦系数或动摩擦系数和法向力可被选择为实现不同阻尼效应。
尽管相对于有限数量的实施方案及元件的具体形状、相对尺寸和数量进行了示出和描述，但是本领域技术人员将理解，本公开的阻尼系统可采取任何构造。例如，形状、尺寸、几何结构、径向布置、接触表面、主体数量等可被选择为实现期望的阻尼效应。虽然在图11所示的布置中，第一主体1118和第二主体1120彼此通过与第三主体1128的摩擦接触来联接，但是此类布置和描述并非是限制性的。第一主体1118与第二主体1120之间的联接也可通过液压、电或机械联接装置或机构来产生。例如，第一主体1118与第二主体1120之间的机械联接装置可通过第一主体1118和第二主体1120的刚性或弹性连接来产生。
现在转向图12，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1200的示意图。阻尼系统1200可以与上文示出和描述的类似的方式操作。然而，在该实施方案中，阻尼系统1200的第二元件1212部分固定地附接到或连接到第一元件1210。例如，如该实施方案中所示，第二元件1212具有固定部分1232(或固定端)和可动部分1234(或可动端)。固定部分1232沿着固定连接1236固定到第一元件1210，并且可动部分1234跨接触表面1214与第一元件1210摩擦接触(类似于相对于图10描述的第一元件1010与第二元件1012摩擦接触)。
可动部分1234可具有可与图9B所示的模态振型相关的任何期望的长度。例如，在一些实施方案中，可动部分可长于可能已为特定钻井组件计算的任何模态振型的最大值与最小值之间的距离的十分之一。在另一个示例中，在一些实施方案中，可动部分可长于可能已为特定钻井组件计算的任何模态振型的最大值与最小值之间的距离的四分之一。在另一个示例中，在一些实施方案中，可动部分可长于可能已为特定钻井组件计算的任何模态振型的最大值与最小值之间的距离的一半。在另一个示例中，在一些实施方案中，可动部分可长于可能已为特定钻井组件计算的任何模态振型的最大值与最小值之间的距离。
因此，即使在井下部署期间可能不知道模态最大值或最小值的确切位置在何处，也可确保第二元件1212在最大振幅的位置处与第一元件1210摩擦接触以实现优化的阻尼。尽管使用具体布置来示出，但是本领域技术人员将理解，在不脱离本公开的范围的情况下，部分固定的第一元件的其他布置也是可能的。例如，在一个非限制性实施方案中，固定部分可处于第一元件的更中心的部分中，使得第一元件具有两个可动部分(例如，在第一元件的相对两端)。如在图12中可见，第二元件1212的可动部分1234相当细长并且可覆盖对应于第二元件1212的可动部分1234的长度的模态振型(诸如图9B中的模态振型902、904、906)的一部分。与第一元件1210摩擦接触的细长的第二元件1212可优于更短的第二元件，因为更短的第二元件可位于模态振型的非期望部分中，诸如位于第二模态振型904为小或甚至为零的阻尼位置910中，如上文相对于图9B所解释。利用细长的第二元件1212可确保第二元件的至少一部分处于离模态振型中的一者或多者为零或至少接近零的位置的一定距离处。图13至图19和图21至图22示出了与第一元件摩擦接触的细长的第二元件的更多种类。在一些实施方案中，细长的第二元件可为弹性的，以使得可动部分1234能够相对于第一元件1210运动，而固定部分1232相对于第一元件1210静止。在一些实施方案中，第二元件1212在第一元件1210的多个位置处可具有多个接触点。
在上述实施方案中，并且在根据本公开的阻尼系统中，由于摩擦接触，第一元件暂时固定到第二元件。然而，当井下系统的振动增加并且超过阈值时，例如当惯性力超过静摩擦力时，第一元件(或其部分)相对于第二元件运动，因此提供阻尼。即，当HFTO在井下系统内增加到预定阈值(例如，振幅、距离、速度和/或加速度的阈值)以上时，阻尼系统将自动地操作，因此本文提供的实施方案包括被动阻尼系统。例如，实施方案包括在不利用附加能量的情况下自动地操作的被动阻尼系统，因此不利用附加能源。
现在转向图13，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1300的示意图。在该实施方案中，阻尼系统1300包括一个或多个细长的第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f，每个细长的第一元件布置在第二元件1312内并且与该第二元件接触。第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f中的每个第一元件可在轴向工具方向上(例如，在与图13所示的横截面垂直的方向上)具有长度以及任选地固定点，在该固定点中相应的第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f固定到第二元件1312。例如，第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f可固定在相应上端、中间部分、下端、或不同第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f的多个固定点、或给定单个第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f的多个点。此外，如图13所示，第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f可任选地由偏置元件1338偏置或接合到第二元件1312(例如，通过偏置弹簧元件或偏置致动器施加具有朝向第二元件1312的分量的力)。第一元件1310a、1310b、1310c、1310d、1310e、1310f中的每一者可被布置和选择为具有相同或不同法向力、静摩擦系数或动摩擦系数和惯性矩，从而实现各种阻尼构造。
在一些实施方案中，第一元件沿着其长度在材料、形状和/或几何结构方面可为基本上一致的。在其他实施方案中，第一元件沿着其长度在形状和几何结构方面可变化。例如，参考图14，示出了根据本公开的实施方案的阻尼系统1400的示意图。在该实施方案中，第一元件1410相对于第二元件1412来布置，并且第一元件1410相对于第二元件1412具有锥形和/或螺旋形布置。因此，在一些实施方案中，第一元件或第二元件的一部分可沿着其长度相对于第二元件改变几何结构或形状，并且还可在围绕或相对于第二元件和/或相对于工具主体或井下系统的圆周跨度中发生此类改变。
现在转向图15，示出了根据本公开的一个实施方案的另一个阻尼系统1500的示意图。在阻尼系统1500中，第一元件1510是配合在螺纹第二元件1512内的齿形(螺纹)主体。第一元件1510的齿(螺纹)与第二元件1512的螺纹之间的接触可提供这两个元件1510、1512之间的摩擦接触以实现如本文所述的阻尼。由于第一元件1510的倾斜表面，第一元件1510将开始在轴向振动和/或扭转振动下运动。此外，第一元件1510在轴向或圆周方向上的运动也将分别在该构造中产生圆周或轴向方向上的运动。因此，利用图15所示的布置，轴向振动可用于减轻扭转振动或使扭转振动发生阻尼，而且扭转振动可用于减轻轴向振动或使轴向振动发生阻尼。
发生轴向振动和扭转振动的位置可不同。例如，虽然轴向振动可沿着钻井组件均匀地分布，但扭转振动可遵循如上文相对于图9A至图9B讨论的模态振型模式。因此，不管在哪里发生振动，图15所示的配置可用于使用轴向振动所引起的第一元件1510相对于第二元件1512的移动(反之亦然)来使扭转振动发生阻尼。如图所示，任选的紧固元件1540(例如，螺栓)可用于调节这两个元件1510、1512之间的接触压力或法向力，因此调节阻尼系统1500的摩擦力和/或其他阻尼特性。
现在转向图16，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1600的示意图。阻尼系统1600包括第一元件1610，该第一元件是刚性杆，其在一端处固定在第二元件1612内。在该实施方案中，杆端1610a被布置为摩擦地接触第二元件止挡件1612a，因此提供如根据本公开的实施方案所描述的阻尼。杆端1610a与第二元件止挡件1612a之间的法向力可例如由杆端1610a与第一元件1610之间的螺纹连接来调节。此外，杆的刚度可被选择为优化阻尼或以有利的方式影响模态振型以提供更大的相对位移。例如，选择具有更低刚度的杆将引起第一元件1610的扭转振荡的更高振幅和更高能量耗散。
现在转向图17，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1700的示意图。阻尼系统1700包括摩擦地附接或连接到第二元件1712的第一元件1710，该第二元件被布置为刚性杆并且在固定连接1716处固定地连接(例如，通过焊接、旋拧、钎焊、粘附等)到外管件1714，诸如钻铤。在一个方面，杆可为管件，其包括易因HFTO发生磨损的电子部件、电源、存储介质、电池、微控制器、致动器、传感器等。即，在一个方面，第二元件1712可为探头，诸如测量方向信息的探头，包括重力仪、陀螺仪和磁力仪中的一者或多者。在该实施方案中，第一元件1710被布置为摩擦地接触第二元件1712的固定杆结构、相对于并沿着该固定杆结构运动或振荡，因此提供如根据本公开的实施方案所描述的阻尼。虽然第一元件1710在图17中被示出为与阻尼系统1700相比相对较小，但并非意在在这方面进行限制。因此，第一元件1710可为任何尺寸并且可具有与阻尼系统1700相同的外径。此外，第一元件1710的位置可为可调节的以便将第一元件1710移动到更接近模态振型最大值，从而优化阻尼减轻。
现在转向图18，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1800的示意图。阻尼系统1800包括第一元件1810，该第一元件可沿着第二元件1812摩擦地运动。在该实施方案中，第一元件1810被布置为具有弹性弹簧元件1842(诸如螺旋弹簧或其他元件或装置)以使第一元件1810与第二元件1812接合，因此在第一元件1810已运动并相对于第二元件偏转时提供回复力。该回复力被引导以减少第一元件1810相对于第二元件1812的偏转。在此类实施方案中，弹性弹簧元件1842可被布置或调谐到弹性弹簧元件1842或振荡系统的共振和/或临界频率(例如，最低临界频率)，该振荡系统包括第一元件1810和弹性弹簧元件1842。
现在转向图19，示出了根据本公开的一个实施方案的阻尼系统1900的示意图。阻尼系统1900包括第一元件1910，该第一元件可围绕第二元件1912摩擦地运动。在该实施方案中，第一元件1910布置有第一端1910a，该第一端具有第一接触(例如，第一端法向力FNi、第一端静摩擦系数或动摩擦系数μi和第一端惯性矩Ji)，并且在第二端1910b处具有第二接触(例如，第二端法向力FNi、第二端静摩擦系数或动摩擦系数μi和第二端惯性矩Ji)。在一些此类实施方案中，相应第一端1910a或第二端1910b与第二元件1912之间的相互作用的类型可具有不同物理特性。例如，第一端1910a和第二端1910b中的一者或两者可具有粘滞接触/接合，并且一者或两者可具有滑动接触/接合。第一端1910a和第二端1910b的布置/构造可被设定为提供如根据本公开的实施方案所描述的阻尼。
有利地，本文所提供的实施方案涉及通过应用安装在旋转钻柱(例如，钻柱)上的阻尼系统来减轻井下系统的高频扭转振荡(HFTO)的系统。阻尼系统的第一元件至少部分摩擦地连接以相对于钻柱的轴线周向地运动(例如，摩擦地连接以围绕钻柱的轴线旋转)。在一些实施方案中，第二元件可为钻井系统或井底钻具组合的一部分并且不需要为单独安装的部件或重量。第二元件或其一部分以一定方式连接到井下系统，使得在不存在HFTO的情况下第一元件与第二元件之间的相对运动具有零或接近零的相对速度(即，无相对运动或缓慢相对运动)。然而，当在不同的加速度值以上发生HFTO时，第一元件与第二元件之间的相对运动是可能的并且实现交替正负相对速度。在一些实施方案中，第二元件可为连接到井下系统的质量或重量。在其他实施方案中，第二元件可为井下系统的一部分(例如，钻井系统或BHA的一部分，诸如提供本文所述功能的井下系统的其余部分)且第一元件与第二元件之间具有摩擦。
如上所述，阻尼系统的第二元件被选择或配置为使得当钻柱中不存在振动(即，HFTO)时，第二元件将通过静摩擦力摩擦地连接到第一元件。然而，当存在振动(HFTO)时，第二元件相对于第一元件移动并且如上文相对于图2所描述的那样减少第一元件和第二元件之间的摩擦接触，使得第二元件可相对于第一元件旋转(移动)(反之亦然)。当运动时，第一元件和第二元件实现能量耗散，从而减轻HFTO。阻尼系统、特别是其第一元件具有一定位置、重量、外力和尺寸以实现一个或多个具体或预定义的振动模态/频率下的阻尼。如本文所述，第一元件在不存在HFTO振动时固定地连接，但随后能够在存在某些加速度(例如，根据HFTO模态)时移动，因此通过相对速度的过零(例如，在正和负相对旋转速度之间切换)来实现HFTO的阻尼。
在上文所讨论的各种构造中，传感器可用于估计和/或监测阻尼器的效率和耗散的能量。例如在与力或扭矩传感器相结合的情况下对这两个相互作用的主体的接触点或表面附近的位移、速度和/或加速度的测量可用于估计相对运动并且计算耗散的能量。例如，当这两个相互作用的主体由偏置元件(诸如弹簧元件或致动器)接合时，也可在不测量的情况下获知该力。也可从温度测量值得出耗散的能量。可将此类测量值传输到控制器或操作人员，从而可得以调节诸如法向力和/或静摩擦系数或动摩擦系数的参数以实现更高的耗散的能量。例如，可将位移、速度、加速度、力和/或温度的测量值和/或计算值发送到控制器(诸如微控制器)，该控制器具有存储到存储介质的指令集，其基于该指令集来调节和/或控制接合这两个相互作用的主体的力和/或静摩擦系数或动摩擦系数中的至少一者。优选地，调节和/或控制是在钻井过程正在进行中时完成的以实现最佳HFTO阻尼结果。
虽然已参考具体附图描述了本文所述的实施方案，但应当理解，在不脱离本公开的范围的情况下，可做出各种改变并且可用等同物代替其元件。另外，在不脱离本公开的范围的情况下，将进行许多修改以使特定的仪器、情形或材料适应本公开的教导内容。因此，预期的是，本公开不限于所公开的特定实施方案，而是本公开将包括落入所附权利要求或可能实施方案的以下描述的范围内的所有实施方案。
钻柱和井底钻具组合中的剧烈振动可由钻头处的切削力或井下工具(诸如钻井马达)中的质量不平衡引起。除了别的以外，负效应是降低的钻进速率、降低的测量质量和井下故障。
存在不同种类的扭转振动。在文献中，扭转振动主要被区分为整个钻井系统的粘滞/滑动和高频扭转振荡(HFTO)。两者均主要通过因钻头与地层的相互作用而发生的自激发机制来激发。粘滞/滑动与HFTO之间的主要区别是频率和典型的模态振型：与就粘滞/滑动而言频率低于1Hz相比，就HFTO而言频率高于50Hz。此外，粘滞/滑动的受激模态振型是整个钻井系统的第一模态振型，而HFTO的模态振型通常局限于钻井系统的小部分并且在钻头处具有相对较高的振幅。
由于频率较高，HFTO对应于沿着BHA的高加速度和扭矩值并且可对电子器件和机械部件具有损坏效应。基于自激发的理论，增加的阻尼可在达到阻尼值的一定极限的情况下减轻HFTO(这是由于自激发不稳定并且可被解释为相关联的模态的负阻尼)。
一种阻尼概念是基于摩擦。BHA或钻柱中的两个部件之间的摩擦可耗散能量并且降低扭转振荡的水平。
根据这一构思，讨论了本发明人认为最适合因摩擦引起的阻尼的设计原理。阻尼应由摩擦力实现，其中摩擦力相对于相对速度的操作点必须在图2所示的点204周围。该操作点因实现了摩擦滞后而会引起高能量耗散，而图2的点202将引起能量输入到系统中。
如上所讨论，钻井系统与钻孔之间的摩擦力不会在该系统中产生显著的附加阻尼。这是因为接触表面(例如，稳定器和钻孔)之间的相对速度不具有零平均值。摩擦阻尼器的两个相互作用的主体必须相对于彼此具有平均速度或旋转速度，该平均速度或旋转速度足够小以使得HFTO引起摩擦阻尼器的两个相互作用的主体的相对速度的正负号变换。换句话讲，HFTO所产生的这两个相互作用的主体之间的相对速度的最大值需要高于这两个相互作用的主体之间的平均相对速度。
仅在滑动阶段中经由阻尼器中的第一元件与第二元件之间的界面发生能量耗散。滑动在如下情形下发生：惯性力超过粘滞与滑动之间的极限(即，静摩擦力)：FR>μ0·FN(其中静摩擦力等于静摩擦系数乘以两个接触表面之间的法向力)。法向力和/或静摩擦系数或动摩擦系数可为可调节的以实现最佳或期望的能量耗散。调节法向力和静摩擦系数或动摩擦系数中的至少一者可改善阻尼系统引起的能量耗散。
如本文所讨论，摩擦阻尼器的布置应处于高HFTO加速度、负荷和/或相对运动的区域中。因为不同模态可受到影响，所以优选能够减轻所有HFTO模态的设计(例如，图9A和图9B)。
等同物可用作本公开的摩擦阻尼器。可采用带狭槽的钻铤2100，如图21和图22所示。图22中示出了带狭槽的钻铤2100的剖视图在一个非限制性实施方案中，带狭槽的钻铤2100具有高柔性或低刚度并且在不加入摩擦设备2102的情况下将引起更高变形。更高速度将引起更高离心力，这将推动摩擦设备2102，使之在优化的法向力的作用下压入狭槽中以允许高摩擦阻尼。在该构造中，可优化的其他因素是狭槽的数量和几何结构以及阻尼器的几何结构。附加法向力可由如上所讨论的弹簧元件(如图22所示)、致动器和/或通过离心力施加。
该原理的优点是摩擦设备2102将被直接安装到力流中。因受激HFTO模态和对应模态振型引起的钻铤的扭转将部分地由摩擦设备2102支持，这些摩擦设备将在振动的一个周期期间上下移动。高相对运动连同优化的摩擦系数和法向力一起将引起高能量耗散。
该目标是防止HFTO振幅(在这种情况下由切向加速度振幅表示)的振幅增加。必须由摩擦阻尼器添加到每一个不稳定扭转模态的(模态)阻尼需要高于该系统中的能量输入。能量输入不是瞬间发生的，而是在多个周期内发生，直到达到最坏情况振幅(钻头处的零RPM)。
根据该概念，可使用相对较短的钻铤，因为摩擦阻尼器使用沿着离钻头的距离的相对运动。不需要具有高切向加速度振幅，而是仅需要钻铤的一些偏转(“扭转”)，这将在沿着BHA的几乎每个地方中实现。钻铤和阻尼器应具有与BHA相比类似的质量刚度比(“阻抗”)。这将允许该模态振型在摩擦钻铤中传播。将实现高阻尼，该高阻尼将在调节以上所讨论的参数(因弹簧引起的法向力等)的情况下减轻HFTO。与其他摩擦阻尼器原理相比的优点是摩擦设备直接应用到HFTO模态偏转的力流中。摩擦设备与钻铤之间相对较高的相对速度将引起高能量耗散。
阻尼器将具有高效益并且对不同应用都有效。HFTO引起因大量维修和维护工作带来的高成本、伴有非生产时间的可靠性问题以及小市场份额。所提出的摩擦阻尼器将在马达下方工作(使HFTO解耦)并且也在马达上方工作。其可安装在BHA的每一个地方中，如果模态振型传播到该点，则这也将包括在BHA上方的布置。如果质量和刚度分布相对类似，则模态振型将传播穿过整个BHA。可例如通过扭转振荡顾问(torsional oscillation advisor)来确定最佳布置，该扭转振荡顾问允许计算临界HFTO模态和对应模态振型。
此外，如上所述，由于钻头处的高振幅，如本文所述的阻尼器的一个位置可在钻头内。即，根据本公开的一些实施方案，阻尼器可整合到钻头或其他碎裂设备中并且成为该钻头或其他碎裂设备的一部分。在此类实施方案中，到钻头的距离为零或基本上为零。
在一些此类实施方案中，阻尼器可由仅通过阻尼力或阻尼扭矩联接到钻头或管柱阻尼器元件的质量或惯性件形成。阻尼力可例如但不限于粘性阻尼、摩擦阻尼、液压阻尼、磁性阻尼(例如，涡流阻尼)、压电(分流)阻尼等。在一些此类实施方案中，阻尼器可与将启用调谐阻尼器(例如，调谐摩擦阻尼器)的弹簧组合。在这些情况下，阻尼器的本征频率将被调谐到应被阻尼的模态的本征频率。除安设或安装在钻头内或处(即，井下管柱的末端)之外，可将阻尼器安装在BHA中或上的任何位置处，并且因此布置成靠近井下管柱的端部。
如上所述，用于振动阻尼的设备沿着钻柱的放置影响振动阻尼效率。典型的HFTO模态因这些模态是高阶的而沿着管柱的BHA区段具有若干节点和最大值。将对振动振幅作出反应的振动阻尼器放置在BHA内侧或顶部上的具有低或无模态振型(节点)振幅的位置处可导致相应模态的低效率阻尼。然而，将阻尼器放置在待被阻尼的模态的局部最大值处针对该模态产生更高阻尼，如上所述。
根据本公开的一些实施方案，可采用具有预定或选择长度和/或直径的钻柱元件(在下文中为“模态-振型调谐元件”)来增加模态振型(诸如质量标准化模态振型)的特定位置处的局部最大振幅。此类放大可增加阻尼的效果。即，对钻柱和/或BHA进行有意和特定修改可能够控制模态振型(诸如质量标准化模态振型)的局部最大值的位置和振幅，从而控制和/或提高阻尼的效果，这可如上所述在包括模态振型调谐元件的情况下实现。
例如，通过建模或其他软件，可单独地选择模态振型调谐元件以针对单一BHA装备实现阻尼器的改进或最佳定位。此类建模或软件可用于实现模态-振型调谐元件的定制设计性质(例如，尺寸诸如长度或直径，材料和/或机械性质诸如刚度、柔性、重量、惯性矩、密度或弹性模量(剪切和体变))以及定位/位置和/或一个或多个阻尼元件的定位/位置。此外，在一些实施方案中，软件/建模可被配置为从特定预配置的模态-振型调谐元件的池(例如，如例如图29A所示)或列表选择以与一个或多个阻尼元件相结合地使用。软件/建模也可用于产生和优化模态-振型调谐元件的池。除模态-振型调谐元件的长度和直径定制之外，密度、形状、弹性模量(剪切和体变)和/或影响管柱和/或BHA的柔性或惯性的其他参数可被预定以控制局部最大振幅。
HFTO阻尼和尤其设备的放置以用于改进或优化HFTO阻尼是相当新的技术。基本理论公开于Hohl等人的(2015)：“Derivation and experimental validation of ananalytical criterion for the identification of self-excited modes in drillingsystems”，公布于《声音与振动杂志(Journal of Sound and Vibration)》，342，第290–302页，其内容全文以引用方式并入。模态-振型调谐的一种呈现方式是为了最小化BHA中某些位置处的振动并降低可激发性Sc(例如，系统略微地稳定的扭矩特性的最小斜率)公开于公布于2018年5月22日的名称为“Method to mitigate bit induced vibrations byintentionally modifying mode shapes of drill strings by mass or stiffnesschanges”的美国专利号9,976,405中，该专利的内容以引用方式并入。然而，人为地最大化阻尼元件的实际位置处的模态振型的振幅未被公开。例如，如本文所提供的模态-振型调谐元件的使用可用于放大或甚至最大化特定位置处的模态振型，并且因此使得能够提高HFTO阻尼的效率。模态-振型调谐元件的示例可以是扭转地软元件(例如，挠曲管)和/或高惯性部件(例如，重量级区段)、或用于放大阻尼元件(例如，如上文和下文所述的阻尼元件)的位置处的模态振型的振幅的各种长度的两者的组合。
在沿着钻柱的任意位置处放置阻尼器是一种方法，但此类任意放置可导致阻尼效率低下。可基于特定BHA或其他管柱性质/特性选择此类任意放置，使得将阻尼器放置在考虑管柱的其他特征而可行的位置处。这种低效阻尼效应是大多数位置的阻尼显著地低于最大值(例如，在模态振型(诸如上文所示和所述的质量标准化模态振型)的非最大值的位置处)的结果。这导致阻尼元件的基本上随机定位，从而导致相对低的阻尼效率。
除将阻尼器定位在低效位置处之外，在钻井操作期间通常存在多于一个HFTO模态。每个模态具有相应的特性频率和模态振型并且具有不同的局部最大值和最小值(根据波长)。如果可能发生多于一个HFTO模态(通常是该情况)，则优选所有(或大部分)模态被充分阻尼。
图23示出了一些示例性BHA HFTO模态的质量标准化模态振型(顶部曲线图)和模态的标准化阻尼(标准化为离钻头的距离＝0处的最大阻尼值)(底部曲线图)对离钻头的距离。图23的顶部曲线图示出对于该BHA，产生对应于162Hz、216Hz、270Hz和324Hz的频率的至少四个模态。四个模态的最大值和最小值位于不同位置处。例如，324Hz模态的第一最大值是在离钻头的大约10m距离处，而270Hz模态的第一最大值是在离钻头的大约6m距离处。如图所示，除钻头(距离0)之外，阻尼随着离钻头的距离而变化，但总是低于最大阻尼的25％并且因此相当小。因此，本公开的实施方案涉及优化一个或多个阻尼器在沿着BHA的顶部或优选地位于该顶部上的有效位置处的放置，以有效地使所有BHA HTFO模态发生阻尼或减少。例如，根据一个或多个阻尼器相对于BHA的位置(例如，如果一个或多个阻尼器位于BHA的外侧或BHA的顶部或底部处)，有利地，可以使用不具有电连接的阻尼器元件或阻尼器元件短接头和/或并未从阻尼器元件或阻尼器元件短接头的顶部线连接到底部的阻尼器元件或阻尼器元件短接头。
本公开的实施方案涉及阻尼器的放置和模态振型的调谐，以获得可能在用特定BHA装备钻井期间发生的所有模态的可接受阻尼。为了捕获所有潜在模态振型，阻尼器元件不必放置在每个模态的最大位置处，而是放置在显示出用于产生充分阻尼的模态振型的可接受振幅的位置处。因此，定义了跨所有模态和定位以及选择可适用模态-振型调谐元件(例如，柔性区段和重量级区段)以放大局部最大值并将该局部最大值集中到某些位置的折衷方案。在某些模态的易感性或严重程度的假设下，可进行某些模态的加权以优化选择的模态或目标模态的阻尼。
转到图24A至图24C，示出了例示阻尼器在钻柱和/或BHA上的放置的示意性曲线图。图24A至图24C表示单个HFTO模态下单个阻尼器的放置。然而，应当理解，所描述的过程可用于任何数量的阻尼器元件和模态。在图24A中，采用阻尼器的随机放置，并且该随机放置仅实现阻尼器在非优化BHA(例如，相对于尺寸诸如长度或直径，材料和/或机械性质诸如刚度、柔性、重量、惯性矩、密度或弹性模量(剪切和体变)以及定位/位置未被优化的BHA)中最佳位置处的最大可能阻尼的约20％的阻尼D。尽管与最佳定位相比，模态的质量标准化偏转仅略微小于50％，但所得的阻尼因模态i和位置j的定位(质量标准化模态振型
Figure BDA0003584391340000312
)对阻尼效应的二次方影响(D与
Figure BDA0003584391340000311
成正比)而显著地更小。此类关系描述于上文结合的美国专利号9,976,405中。
用于使得阻尼器的放置能够优化的一种方法是改变阻尼器附近的各种钻柱元件的长度。例如，通过加长管件，可将阻尼器朝向模态振型的最大值移动(图24B中示出)，从而导致阻尼效应增加(即，初始BHA内的最优位置)。可通过在管柱中包括一个或多个模态-振型调谐元件和/或用模态-振型调谐元件替换常规管柱元件来增加元件的长度。所得的阻尼可达到多至100％的效率(即，归因于阻尼器的放置和因模态振型调谐元件而引起的模态-振型调谐/偏移的给定HFTO模态的完全阻尼)。
除长度变更之外，一个或多个模态-振型调谐元件可用于改变管柱的惯性矩。这使得能够通过组合软且高惯性钻柱部件来局部增加模态振型的振幅。图24C示出了当两个部件的长度和直径改变(即，由模态-振型调谐元件替换)时BHA内的阻尼器的位置，与在不包括模态-振型调谐元件的情况下的最大阻尼相比，该阻尼器的位置导致相对于尺寸诸如长度或直径，材料和/或机械性质诸如刚度、柔性、重量、惯性矩、密度或弹性模量(剪切和体变)以及定位/位置未被优化的BHA的最大阻尼的140％。即，使用特定元件长度和直径的模态-振型调谐元件用于相对于给定模态最大值进行位置优化，超过100％的最大阻尼是可能的。
本公开的模态-振型调谐元件能够局部改变钻柱和/或BHA的性质。模态-振型调谐元件可用作管柱的附加元件，或者可用作典型管柱或BHA部件的替换件。模态-振型调谐元件允许选择直径、长度、密度、弹性模量、材料、几何结构、横截面几何结构等，以调谐模态振型或使该模态振型偏移，并且因此使得能够在特定位置使用阻尼器以导致最大阻尼效率。模态-振型调谐元件的使用可导致局部地阻尼器位置处的一个模态、若干模态(例如，对于临界模态)或所有模态以及(例如，钻头处的)整个模态的模态振型(例如，振幅)改变。此外，模态-振型调谐元件的使用可改变一个模态、若干模态或所有模态的频率(例如，模态可变为临界的或非临界的)。此外，模态-振型调谐元件可改变一个模态、若干模态或所有模态的可激发性(例如，模态可变为临界的或非临界的)。例如，扭转地软模态-振型调谐元件(例如，柔性管)与各种长度的高惯性部件(例如，重量级区段)相结合的组合可放大阻尼元件的位置处的模态振型的振幅。
出于该原因，本公开的优化方法可用于确定由一个或多个阻尼器相对于各种模态实现的阻尼。通过改变局部部件(例如，用一个或多个模态-振型调谐元件替换部件)，不仅阻尼效应受放置影响，而且也可影响临界模态的可激发性。
根据本公开的实施方案可采用的优化方法可包括分析/计算/模拟(例如，数值模拟)BHA或钻井系统的一个或多个HFTO模态以确定模态振型或阻尼效率的最大值。在第二步骤中，可选择具有给定特性的阻尼器和/或模态-振型调谐元件。此类特性可包括但不限于尺寸诸如长度或直径，材料性质和/或机械性质诸如刚度、柔性、重量、惯性矩、密度或弹性模量(剪切和体变)。将选择将阻尼器和/或模态-振型调谐元件添加到BHA以产生修改的BHA的位置。在下一个步骤中，将分析/计算/模拟(例如，数值模拟)所修改的BHA以估计所修改的BHA的一个或多个HFTO模态，以便确定修改的模态振型最大值或修改的阻尼效率。如果所修改的BHA满足判据(例如，预选择判据，诸如与最大模态振型、可激发性、模态振型导数、阻尼效率或两个模态振型振幅的差异相关的阈值)，则所修改的BHA可用于将钻孔区段钻入地层。否则，所修改的BHA可通过添加/移除/移动阻尼器和/或具有给定特性的模态-振型调谐元件来进一步进行修改，直到满足标准为止。因此，可通过迭代过程确定阻尼器和模态-振型调谐元件的有利放置和选择。
在附加或另选实施方案中，可通过(数值)反演方法来确定阻尼器和模态-振型调谐元件的有利放置和选择。此类反演方法可包括例如自动或半自动反演方法。此外，在附加或另选实施方案中，可通过优化方法来确定阻尼器和模态-振型调谐元件的有利放置和选择，该优化方法可包括但不限于基于梯度的优化。此类基于梯度的优化可包括内尔德米德。其他可能的优化方法是蒙特卡洛模拟、列文伯格-马夸尔特优化、遗传算法、模拟退火、最小正方形算法、蚁群优化算法、共轭梯度法、克雷洛夫子空间方法、双共轭梯度方法或如本领域技术人员将理解的任何其他优化方法。优化判据或罚函数被主要设置为最大化阻尼，但可使用几何因子或一组预定义模态-振型调谐元件或其他约束的约束优化。有利地，可在优化期间通过加权因子或加权函数对一个模态、若干模态或所有模态进行加权，例如以确定优化判据或罚函数。应当理解，对于设计应用/配置，可考虑模态-振型调谐和阻尼元件的位置和效应两者。
现在转向图25，示出了四(4)个模态的模态振型以及标准化最小阻尼的图示。在用于示出图25的配置中，在BHA中使用一个或多个模态-振型调谐元件，以使最大值的位置偏移或改变该位置(例如，与图23所示的位置相比)。如图25所示，在离钻头约7.5m的距离处，可针对所有模态确定超过60％的最小标准化阻尼。因此，该位置非常适用于阻尼器以稳定所有模态。即，通过使用模态-振型调谐元件，多个不同模态的最大值的位置可基本上对准，从而允许一个阻尼器(或几个阻尼器)减少管柱的HFTO。
此外，仍然参考图25，如果并非一个而是两个阻尼器被安装在钻柱中，则离钻头18m的位置由于不同最大值的对准也可被认为是良好位置。然而，与在7.5m位置处的阻尼相比，新位置(18m)处的最小标准化阻尼可为小的，与单个阻尼系统相比，两个位置的组合可提供改进的阻尼。两个模态(在218Hz下和263Hz下各一个)在7.5m处具有高模态振型偏转，并且两个模态(160Hz和317Hz)在18m处具有高模态振型偏转。因此，将阻尼器元件放置在离钻头7.5m和18m处可导致所有模态被阻尼。
为了启用模态-振型调谐，一个或多个结构元件可被添加到钻柱或BHA，或者可用于用作为模态-振型调谐元件的修改零件替换典型/常规零件。即，通过包括一个或多个模态-振型调谐元件，可定制工具管柱(即，钻柱加BHA)，使得与HFTO相关联的一个或多个最大值可在位置上偏移，并且多个不同最大值可偏移到单个位置或靠近单个位置，使得单个阻尼器元件可用于使不同模态或阶数的HTFO发生阻尼。模态-振型调谐元件可包括例如具有选择或预定长度、直径和/或几何结构的铁管区段，该铁管区段靠近BHA附接到钻柱。该模态-振型调谐元件可在连接该模态-振型调谐元件的位置处向钻柱添加附加重量和/或柔性(或非柔性)，从而变更系统的HTFO的最大值(并使该最大值偏移)。基于该偏移，可安装阻尼器元件以使一个或多个选择的HFTO模态发生阻尼。
有利地，添加到钻柱的区段、在BHA外侧、在BHA处、中或上添加的模态-振型调谐元件可用于使HFTO最大值的位置偏移并且使得一个或多个阻尼器元件能够提供提高的阻尼效率。模态-振型调谐元件相对于BHA的位置可有利地允许使用不具有电连接的模态-振型调谐元件和/或并未从模态-振型调谐元件的顶部线连接到底部的模态-振型调谐元件。可通过包括模态-振型调谐元件大幅度地增加实际阻尼器元件的性能，这继而可导致需要更少阻尼器元件。此外，此类优化或提高效率可导致使用更小和/或更便宜的阻尼器元件和跨各种模态的更好阻尼。
应当理解，本公开的实施方案并非仅涉及改进阻尼器相对于特定模态振型的位置。即，本公开的实施方案涉及改变BHA内或靠近BHA的钻柱元件和/或组合物的性质。此类修改根据模态振型的定位和修改(即，模态-振型调谐、调节和/或偏移)而提高安装的阻尼器的性能。通过改变管柱的一个或多个特性或性质(例如，长度、直径、密度、几何结构等)，可针对一个或多个HFTO模态实现改进的阻尼(例如，超过100％)。
转向图26A至图26B，示出了具有两个阻尼器的井下管柱2600的图示。图26A是井下管柱2600的结构示意图，并且图26B示出了通过结合有模态-振型调谐元件2602而修改或调谐的模态振型。如图所示，在该实施方案中，示出了两个阻尼器元件2604，该两个阻尼器元件位于偏移最大值处，使得多个HFTO模态可由阻尼器元件2604阻尼。在该图示中，井下管柱2600表示在其上安装有阻尼器元件2604的样本BHA。BHA经受临界振动环境，并且因此此类振动的阻尼是有利的。对于所有BHA配置，阻尼器元件2604的最大阻尼冲击放置仅需要几个模态-振型调谐元件2602(例如，柔性和重量级管段)。
根据本公开的一些实施方案，可以通过使用某些部件(例如，模态-振型调谐元件、特定阻尼器元件、隔离器元件等)永久地实现对所有HFTO模态的特定响应。例如，隔离器元件在名称为“Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibrationisolation device for downhole bottom hole assembly”的共同拥有的美国专利申请公开号2019/0284882A1、名称为“Vibration Isolating Coupler for Reducing HighFrequency Torsional Vibrations in a Drill String”的美国临时专利申请62/899,331和名称为“Vibration Isolating Coupler for Attenuating Vibrations in a DrillString”的美国临时专利申请62/899,332中示出和描述，这些申请全文以引用方式并入本文中。此外，应当理解，此类模态-振型偏移和调谐不限于摩擦阻尼器。例如，根据本公开的一些实施方案，可采用基于刚度的阻尼原理。基于刚度的阻尼原理的最佳位置并不取决于模态振型的振幅，而是取决于模态振型的导数。因此，可考虑模态振型的两个振幅之间的差异(模态振型差异)用于基于刚度的阻尼。用于基于刚度的阻尼原理的最优方案是节点，因为相对位移在这些节点处最大。
如上所述，除以模态-振型调谐元件的形式增加长度和/或重量之外，本公开的模态-振型调谐元件可向管柱和/或BHA提供其他修改，使得模态振型被偏移或调谐到特定位置，从而使得能够提高安装在管柱和/或BHA上或中的阻尼器元件的效率。例如，加长管段可用于增加管柱的柔性，可采用修改的振型或几何结构(除仅改变直径之外)，变更密度和/或弹性模量，或可修改或定制管柱/BHA的其他性质以实现HFTO模态振型的偏移。因此，可在井下系统中采用模态-振型调谐元件和阻尼器元件的组合以提高HFTO阻尼的效率并且因此减少工具振动，并且可减少、避免或消除与工具振动相关联的不良冲击。
现在转向图27至图28，示出了阻尼器元件2700、2800的示意图。如上所述，阻尼器元件2700、2800被配置用于安装在碎裂设备的刀片内。每个阻尼器元件2700、2800包括用于容纳和包含相应阻尼器元件2700、2800的部件的相应外壳2702、2802。第一阻尼器元件2700具有基本上矩形几何结构(具有弯曲拐角)，并且第二阻尼器元件2800具有基本上圆形几何结构。外壳2702、2802被配置为安装到碎裂设备的刀片中(例如，如图26所示)。
阻尼器元件2700、2800各自包括可移动地安装在外壳2702、2802内的质量元件2704、2804。质量元件2704、2804布置在安装元件2706、2806与接触元件2708、2808之间。安装元件2706、2806被配置为在相应质量元件2704、2804上朝向接触元件2708、2808施加力。因此，可在相应质量元件2704、2804与接触元件2708、2808之间实现摩擦接触。质量元件2704、2804可与一个或多个限制止动件2710、2810一起布置在相应外壳2702、2802内。限制止动件2710、2810可包括用于使质量元件2704、2804的移动发生阻尼的任选的刚度或液压元件，
此外，限制止动件2710、2810可防止质量元件2704、2804卡在外壳2702、2802的一个边缘中。限制止动件2710、2810可被配置有弹簧或其他元件以避免损坏质量元件2704、2804，并且将质量元件2704、2804朝向相对于外壳的中间或静止位置推压。在一些实施方案中，优化外壳2702、2802中的弹簧刚度和/或间隙，以允许质量元件2704、2804在外壳2702、2802内移动可以是有利的。阻尼器元件2700、2800可被布置为插入件(例如，外壳2702、2802被配置用于安装)。可插入阻尼器元件2700、2800可被安装成使得将质量元件2704、2804放置在相对于钻井系统的轴线具有高半径的位置处，以增加旋转惯性。
安装元件2706、2806被配置为在质量元件2704、2804上施加法向力(例如，垂直于安装元件2706、2806或质量元件2704、2804的力)。例如，安装元件2706、2806可被布置为弹簧壳体以将质量元件2704、2804推压成与接触元件2708、2808接触。此外，安装元件2706、2806和/或接触元件2708、2808可被配置为控制质量元件2704、2804的切向移动，以使得HFTO能够发生阻尼。在一些实施方案中，安装元件2706、2806将质量元件2704、2804推压成与接触元件2708、2808接触以产生摩擦力。例如通过相对于摩擦系数和应尽可能低的预期磨损有利的材料施加摩擦力。
根据本公开的实施方案，可实现将阻尼整合到钻头或沿着管柱(例如，BHA处或中)的其他位置。可通过任何轴向、切向和/或径向力或能够耗散能量的对应扭矩来施加阻尼。在联接模态的情况下，轴向方向上的阻尼力也能够使能量从扭转方向耗散。也可诸如通过钻头岩石相互作用动力学地实现联接。如针对摩擦阻尼所描述，施加有摩擦系数和法向力的接触表面可被优化和/或选择用于使一个或多个临界模态发生阻尼。在一些实施方案中，可采用有利材料或设计来防止磨损(例如，铜或多晶金刚石切削器)。可使用具有不同性质的多次接触来将系统调谐到有利的摩擦系数或特性。
可采用的阻尼的另一种形式是液压阻尼。这种液压阻尼可通过位于钻头刀片中或布置为围绕钻头或碎裂设备的其他位置或位于这些其他位置中或沿着BHA或井下管柱的系统来实现。液压阻尼器的一个示例示出和描述于名称为“Viscous Vibration Damping ofTorsional Oscillation”的共同拥有的美国专利申请号62/899,291，该申请全文以引用方式并入本文。在一些此类实施方案中，粘性流体(例如，腔室中的粘性流体)可布置和安装在与上述类似的位置中。在一些此类应用中，可选择惯性环/质量与钻头/钻井系统之间的流体中的(剪切)应力以实现在切向加速度的方向上起作用的(阻尼)力和相关联的谐波移动，以使扭转振荡诸如HFTO发生阻尼。在环剪切的情况下，流体在惯性环/质量与钻头之间提供阻尼力。在这种情况下，环可需要闭合外壳和潜在地环与外壳之间的间隙的良好限定的几何结构。在液压阻尼中，粘性阻尼力对间隙和粘性流体的参数改变敏感。因此，可优选温度不敏感流体或对温度较不敏感的流体。具有随剪切速率变化的不同剪切应力的流体可用于实现有利行为。一些此类示例性流体包括但不限于牛顿流体、膨胀剂(例如，剪切增稠流体)、假塑性体、宾汉塑性体、宾汉假塑性流体等。有利地，可将固体添加到流体以实现流体的分散行为。
此外，在一些实施方案中，可采用磁性阻尼。磁性阻尼可通过允许相对于线圈移动并且可用于使HFTO发生阻尼的(例如，安装在惯性环/质量上的)永磁体来实现。根据磁性原理，阻尼力特性类似于液压(例如，涡流)或摩擦(滞后)力。在一些此类配置中，力将作用在切向加速度的方向或能够导致在圆周方向或应被阻尼的方向上发生阻尼的任何其他方向上。
此外，在一些实施方案中，可采用压电阻尼原理来防止扭转振荡，诸如钻头处或钻柱中的HFTO。可使用在一侧连接到惯性环/质量并且在另一侧连接到井下管柱的一部分的压电材料。压电材料的电极可连接到结合有线圈、电阻器和电容或半有源或有源部件的电路。电气部件的组合可用于在惯性环/质量与井下管柱的部件之间实现有利阻尼特性。可将电路调节到系统的自振频率以作用为所调谐阻尼器(即，对于一个或多个期望模态)。如果压电堆叠因惯性环/质量与井下管柱部件之间的相对力而变形，则电阻器可被布置为直接耗散能量。另外，压电材料和惯性环/质量的刚度也可被调谐到具体频率。压电材料的电极可被布置为使扭转振动发生阻尼。阻尼力的方向可使用由压电动作器的设计所提出的从机械力到电信号的有利转换效应而与电极的方向不同。众所周知的压电系数效应是D33(在力的方向上)、D31(与力的方向正交)和D15(剪切应力)。压电材料的布置可放置成针对对HFTO至关重要的具体模态或多个模态振型优化或控制机械和电气系统之间的联接。此外，在不脱离本公开的范围的情况下，可使用将机械力或应力或相关负荷传递到电信号中的各种不同材料。
此外，内部阻尼和所得材料的力可用于减少HFTO。即，可通过高阻尼材料的阻尼性质被动地实现材料阻尼。一些此类材料可包括但不限于聚合物、弹性体、橡胶等以及多功能材料诸如形状记忆合金的阻尼效应。一些材料(诸如形状记忆合金)的材料性质可被主动地影响或控制以实现更大阻尼效应。
在不脱离本公开的范围的情况下，其他阻尼配置是可能的。例如，可采用使用切换技术的负电容和半有源部件。可使用附加阻尼技术和部件，并且上述实施方案和变型形式出于例示和解释目的而被提供并且并非旨在进行限制。可通过添加调节到具体频率的机械弹簧和通过添加任何类型的阻尼来调节本文所述的所有阻尼原理以作用为所调谐阻尼器。此外，本文所述的阻尼原理中的一种或多种阻尼原理(或其他方法/机制)可以多原理配置组合。例如，环型阻尼器或切向质量/惯性阻尼器可安装在碎裂设备的刀片内或附接到这些刀片或安装在钻柱内的其他位置处。此外，磁性阻尼力、液压阻尼力、摩擦阻尼力、压电阻尼力和材料阻尼力和原理可组合以诸如例如相对于温度实现稳健的阻尼效应。
如上所述，一个或多个阻尼器元件可整合到钻头或其他碎裂设备中或整合在沿着井下管柱或BHA的其他位置处。例如，钻头阻尼器可定位成位于钻头柄中或围绕该钻头柄。在一些配置中，阻尼器惯性环可由泥浆润滑或由套筒设计覆盖。在一些配置中，可采用闭合或不中断环。在其他配置中，部分弧形件可围绕井下管柱组装(例如，可在环无法以其他方式组装的情形下安装)。在一些此类实施方案中，可采用两个半环弧形件。在其他实施方案中，根椐实现的特定配置，可使用超过两个环弧形件来形成完整箍(圆周)结构或小于完整箍(圆周)结构。
在一些实施方案中，可采用断环结构，其中离散质量布置在钻头的刀片后面或相邻于这些刀片。在另一个示例中，完整环结构可被布置为与刀片相邻，但是环的具体附加质量元件或特征部可相对于钻头的具体刀片定位。一个这种示例可在刀片的位置处具有相对厚的环和较低厚度，以允许切屑流沿着钻头通过。此外，此类环可位于沿着井下管柱(例如，BHA)的其他位置处。
在一些实施方案中，限制止动件可被提供并且可防止惯性环/质量围绕钻头的圆周自由地移动。在质量或更高质量位于具体刀片后面或与具体刀片相邻的实施方案中，可提供此类限制止动件。在此类情况下，限制止动件可确保惯性环/质量相对于刀片保持在适当位置，或者惯性环/质量可在其中移动的空间受到限制。
应当理解，本公开的摩擦型阻尼器元件可采用径向和/或轴向接触力以实现圆周摩擦力。径向摩擦力可通过弹簧、压力差或通过可具有两个或更多个壳体的惯性环或环段的弹性设计来实现，并且可被预加应力。轴向法向力可通过非水平钻孔中的弹簧、压力差和/或惯性环/质量的重量来实现。钻头或其他碎裂设备的材料可以是钢或基体复合材料等。在一些实施方案中，可在径向方向上使用轴承以保证惯性环/质量的移动。即，可提供轴承以支持阻尼器元件的圆周或切向移动。轴向轴承可用于将潜在法向力弹簧堆叠从旋转移动解耦。
在一些实施方案中，另选地，从环型阻尼器元件或与环型阻尼器元件组合，阻尼器元件可在碎裂设备的刀片、稳定器中或上或井下管柱的其他部件中或上实现。在一些此类实施方案中，阻尼器元件可安装在螺纹连接到刀片或凹槽中的外壳内、盖套筒或舱口盖下方。在一些此类配置中，可提供一个或多个限制止动件以防止阻尼器元件粘滞或楔入到外壳的边缘或拐角中。可使用弹簧或其他偏置元件或结构来实现限制止动件与阻尼器的质量之间的接触。在一些实施方案中，外壳中的弹簧刚度或间隙可被选择成允许阻尼器的质量在外壳内移动，并且因此使得能够使振动发生阻尼，如上所述。
还可采用改变井下管柱中的接触元件之间的接触的性质的调节元件。例如，可在摩擦接触中调节法向力。此外，法向力或阻尼器的效率可通过负荷和加速度或其他振动测量感测设备来测量，并且基于这些测量进行调节。
现在转向图29A至图29B，示出了各种类型的模态-振型调谐元件的示意图。图29A示出了一组示例性模态-振型调谐元件2902-2916，并且图29B示出了井下管柱2920(例如，BHA)，该井下管柱具有安装在其上的各种模态-振型调谐元件2922(例如，示例性模态-振型调谐元件2902-2916中的一个或多个模态-振型调谐元件)以便调谐或偏移或减少HFTO模态的一个或多个最大值，并且因此使得井下管柱2920内的此类HFTO振动能够发生阻尼。
如图29A所示，模态-振型调谐元件可具有各种尺寸。模态-振型调谐元件2902-2916中的每个模态-振型调谐元件具有不同长度，并且如图所示，模态-振型调谐元件2902、2904具有更大直径并且可被配置为重量增加(即，重的重量)模态-振型调谐元件。相比之下，模态-振型调谐元件2906、2908、2910、2912、2914、2916的直径各自更窄，并且可向这些模态-振型调谐元件附接到的管柱提供柔性(即，柔性管)。模态-振型调谐元件2902-2916也可相对于扭转扭曲在刚度上不同。图29A中还示出了阻尼器元件短接头2918。井下管柱(诸如图29B所示的井下管柱2920)可配置有一个或多个模态-振型调谐元件，以使得HFTO的一个或多个最大值能够偏移，并且然后使得能够由阻尼器元件短接头2918提供改进的阻尼。
如图29B所示，井下管柱2920包括马达2924、模态-振型调谐元件2922中的一个或多个模态-振型调谐元件(这些模态-振型调谐元件例如可选自图29A所示的模态-振型调谐元件2902-2916)、阻尼器元件短接头2918、柔性稳定短接头2926、一组钻井操作元件2928(例如，随钻测量、随钻测井、转向单元等)以及设置在井下管柱端部上的碎裂设备2930(例如，钻头)。在井下管柱2920中包括模态-振型调谐元件2922使得能够调谐HFTO的一个或多个最大值或使这些最大值偏移，并且因此可在相对于HFTO敏感的元件位于BHA内的情况下减少HFTO。此外，在井下管柱2920中包括模态-振型调谐元件2922使得能够调谐HFTO的一个或多个最大值或使这些最大值偏移，诸如可优化阻尼元件短接头2918的位置以使此类振动发生阻尼。
因此，本公开的实施方案涉及在井下管柱中诸如在钻头或其他碎裂设备处或中或在位于井下管柱中/上/沿着该井下管柱的其他具体位置处定位阻尼系统，诸如环型阻尼器或切向阻尼器。通过将阻尼系统定位在位于井下管柱中/上/沿着该井下管柱的具体位置处(例如，转向单元中、钻头中或其他位置处)，可实现HFTO或其他振动模态的改进的阻尼。此外，模态-振型调谐元件可被配置为使得能够将一个或多个阻尼元件放置成位于钻柱的端部、BHA的端部处或附近、接近钻头或位于该钻头处(例如，在钻头的10m内，诸如在钻头的5m内，或甚至在钻头的3m内)、位于一个或多个模态振型的一个或多个最大值处或位于一个或多个模态振型节点处，以有效地使得能够利用一个阻尼元件使一个或多个HFTO模态发生阻尼。即，如本文所述，多个不同HFTO模态的最大值可被对准(调谐)以实现阻尼元件的最优放置，以便使一个或多个HFTO模态发生阻尼并且因此减少井下系统振动。
实施方案1：一种用于使井下系统的高频扭转振荡(HFTO)发生阻尼的系统，该井下系统包括：井下钻井系统，该井下钻井系统在该井下系统的端部处设置成与钻头操作性地连接；阻尼系统，该阻尼系统安装在该井下钻井系统上，该阻尼系统包括被配置为使至少一个HFTO模态发生阻尼的至少一个阻尼器元件；以及至少一个模态-振型调谐元件，该至少一个模态-振型调谐元件布置在该钻井系统上，其中该至少一个模态-振型调谐元件被配置并定位在该钻井系统上，以修改以下中的至少一者：该HFTO模态的振型、该HFTO模态的频率、该HFTO模态的可激发性和该至少一个阻尼器元件的阻尼效率。
实施方案2：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个模态-振型调谐元件被配置并定位在该钻井系统上，以修改该至少一个阻尼器元件的位置处的该HFTO模态的该振型。
实施方案3：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个模态-振型调谐元件基于以下中的至少一者来选择：该至少一个模态-振型调谐元件的尺寸、该至少一个模态-振型调谐元件的材料性质和该至少一个模态-振型调谐元件的机械性质。
实施方案4：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个模态-振型调谐元件在该钻井系统上的定位被选择用于修改该至少一个阻尼器元件的位置处的该HFTO模态的该振型以及优化该至少一个阻尼器元件的该阻尼效率中的至少一者。
实施方案5：根据任一前述实施方案所述的系统，该系统还包括：模态-振型调谐元件的池，该至少一个模态-振型调谐元件从该池选择以用于布置在该钻井系统上。
实施方案6：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个模态-振型调谐元件基于该井下系统的至少一部分的该HFTO的数值模拟来选择以用于布置在该钻井系统上。
实施方案7：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个阻尼器元件和该至少一个模态-振型调谐元件中的至少一者基于数值反演来定位和/或选择。
实施方案8：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该阻尼系统是粘性阻尼系统、摩擦阻尼系统、液压阻尼系统、磁性阻尼系统和压电阻尼系统中的至少一者。
实施方案9：根据任一前述实施方案所述的系统，该系统还包括：隔离器。
实施方案10：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个阻尼器元件布置在该钻头的10m内。
实施方案11：一种用于使井下系统的高频扭转振荡(HFTO)发生阻尼的方法，该方法包括：利用井下钻井系统钻入地球地下，其中该井下钻井系统与钻头操作性地连接，并且包括具有至少一个阻尼器元件的阻尼系统和布置在该钻井系统上的至少一个模态-振型调谐元件；将该至少一个模态-振型调谐元件配置和定位在该钻井系统上，以修改以下中的至少一者：该HFTO模态的振型、该HFTO模态的频率、该HFTO模态的可激发性和该至少一个阻尼器元件的阻尼效率；以及利用该至少一个阻尼器元件使至少一个HFTO模态发生阻尼。
实施方案12：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该至少一个模态-振型调谐元件被配置并定位在该钻井系统上，以修改该至少一个阻尼器元件的位置处的该HFTO模态的该振型。
实施方案13：根据任一前述实施方案所述的方法，该方法还包括：基于该至少一个模态-振型调谐元件的尺寸、该至少一个模态-振型调谐元件的材料性质和该至少一个模态-振型调谐元件的机械性质中的至少一者选择该至少一个模态-振型调谐元件以用于布置在该钻井系统中。
实施方案14：根据任一前述实施方案所述的方法，该方法还包括：在该钻井系统上选择该至少一个模态-振型调谐元件的位置，以修改该至少一个阻尼器元件的位置处的该HFTO模态的该振型以及优化该至少一个阻尼器元件的该阻尼效率中的至少一者。
实施方案15：根据任一前述实施方案所述的方法，该方法还包括：从模态-振型调谐元件的池选择该至少一个模态-振型调谐元件以用于布置在该钻井系统中。
实施方案16：根据任一前述实施方案所述的方法，该方法还包括：对该井下系统的至少一部分的该HFTO执行数值模拟；以及基于该井下系统的该部分的该HFTO的该数值模拟选择该至少一个模态-振型调谐元件以用于布置在该钻井系统中。
实施方案17：根据任一前述实施方案所述的方法，该方法还包括：执行数值反演；以及基于该数值反演对该至少一个阻尼器元件和该至少一个模态-振型调谐元件中的至少一者进行定位和选择中的至少一者。
实施方案18：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该阻尼系统是粘性阻尼系统、摩擦阻尼系统、液压阻尼系统、磁性阻尼系统和压电阻尼系统中的至少一者。
实施方案19：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该井下钻井系统还包括：隔离器。
实施方案20：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该至少一个阻尼器元件布置在该钻头的10m内。
实施方案21：一种用于使井下系统的扭转振荡发生阻尼的系统，该系统包括：钻井系统，该钻井系统包括设置在钻柱的端部上的井底钻具组合；至少一个模态-振型调谐元件，该至少一个模态-振型调谐元件布置在该钻井系统上，该至少一个模态-振型调谐元件被配置为使高频扭转振荡(HFTO)模态的一个或多个最大值的位置偏移；以及阻尼系统，该阻尼系统被配置在该钻井系统上，该阻尼系统包括至少一个阻尼器元件，该至少一个阻尼器元件被布置成与在该钻井系统上没有布置该模态-振型调谐元件相比更接近该一个或多个最大值的所偏移位置。
实施方案22：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该至少一个模态-振型调谐元件是管区段，该管区段具有以下中的至少一者：预定义尺寸诸如预定义长度或预定义直径，材料和/或预定义机械性质诸如预定义刚度、预定义柔性、预定义重量、预定义惯性矩、预定义密度或预定义弹性模量(剪切和体变)以及预定义定位/位置。
实施方案23：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该阻尼系统包括容纳该至少一个阻尼器元件的阻尼元件短接头。
实施方案24：根据任一前述实施方案所述的系统，其中该阻尼系统被配置为对该钻井系统的扭转振荡提供粘性阻尼、摩擦阻尼、液压阻尼、压电阻尼、涡流阻尼和磁性阻尼中的至少一者。
实施方案25：一种用于使钻孔中的井下系统的扭转振荡发生阻尼的方法，该方法包括：将至少一个模态-振型调谐元件安装在钻井系统上，该至少一个模态-振型调谐元件被配置为使该钻井系统的高频扭转振荡(HFTO)模态的一个或多个最大值的位置偏移；以及将阻尼系统安装在该钻井系统上，该阻尼系统包括至少一个阻尼器元件，该至少一个阻尼器元件被布置成与在该钻井系统上没有安装该模态-振型调谐元件相比更接近该最大值的所偏移位置。
实施方案26：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该至少一个模态-振型调谐元件是管区段，该管区段具有以下中的至少一者：预定义尺寸诸如预定义长度或预定义直径，材料和/或预定义机械性质诸如预定义刚度、预定义柔性、预定义重量、预定义惯性矩、预定义密度或预定义弹性模量(剪切和体变)以及预定义定位/位置。
实施方案27：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该阻尼系统包括容纳该至少一个阻尼器元件的阻尼元件短接头。
实施方案28：根据任一前述实施方案所述的方法，其中该阻尼系统被配置为对该钻井系统的扭转振荡提供粘性阻尼、摩擦阻尼、液压阻尼、压电阻尼、涡流阻尼和磁性阻尼中的至少一者。
为了支持本文的教导内容，可使用各种分析部件，包括数字系统和/或模拟系统。例如，如本文所提供的和/或与本文所述的实施方案一起使用的控制器、计算机处理系统和/或地质导向系统可包括数字系统和/或模拟系统。这些系统可具有诸如处理器、存储介质、存储器、输入、输出、通信链路(例如，有线、无线、光学或其他)、用户界面、软件程序、信号处理器(例如，数字或模拟)的部件以及其他此类部件(诸如电阻器、电容器、电感器等)，用于以本领域熟知的若干方式中的任一种来提供对本文所公开的装置和方法的操作和分析。可以认为，这些教导内容可以但不必结合存储在非暂态计算机可读介质上的计算机可执行指令集来实现，该非暂态计算机可读介质包括存储器(例如，ROM、RAM)、光学介质(例如，CD-ROM)或磁性介质(例如，磁盘、硬盘驱动器)或任何其他类型的介质，这些计算机可执行指令在被执行时，致使计算机实现本文所述的方法和/或过程。除了本公开中所描述的功能之外，这些指令还可提供系统设计者、所有者、用户或其他此类人员认为相关的装备操作、控制、数据收集、分析和其他功能。处理后的数据(诸如已实现的方法的结果)可作为信号经由处理器输出接口发射到信号接收设备。信号接收设备可以是用于将结果呈现给用户的显示监视器或打印机。另选地或除此之外，信号接收设备可为存储器或存储介质。应当理解，将结果存储在存储器或存储介质中可将存储器或存储介质从先前状态(即，不包含结果)转换到新状态(即，包含结果)。此外，在一些实施方案中，如果结果超过阈值，则可从处理器向用户界面发射警报信号。
此外，可包括各种其他部件，并要求它们提供本文教导内容的各方面。例如，可包括传感器、发射器、接收器、收发器、天线、控制器、光学单元、电单元和/或机电单元以支持本文所讨论的各个方面或支持本公开以外的其他功能。
在描述本发明的上下文中(特别是在所附权利要求的上下文中)，术语“一个”、“一种”和“该”以及类似指代的使用应被解释为涵盖单数和复数，除非在本文另外指明或与上下文明显地矛盾。此外，应当指出的是，本文的术语“第一”、“第二”等并不表示任何顺序、数量或重要性，而是用来将一个元素与另一个元素区分开。与数量结合使用的修饰语“约”包含所陈述的值并且具有由上下文决定的含义(例如，其包括与特定数量的测量相关联的误差度)。
应当认识到，各种部件或技术可提供某些必要的或有益的功能或特征。因此，支持所附权利要求及其变型形式可能需要的这些功能和特征被认为是作为本文的教导内容的一部分和本公开的一部分而固有地包括在内。
本公开的教导内容可用于多种井操作。这些操作可涉及使用一种或多种处理剂来处理地层、地层中驻留的流体、钻孔和/或钻孔中的装备，诸如生产管材。处理剂可以是液体、气体、固体、半固体、以及它们的混合物的形式。例示性的处理剂包括但不限于压裂液、酸、蒸汽、水、盐水、防腐剂、粘固剂、渗透性调节剂、钻井泥浆、乳化剂、破乳剂、示踪剂、流动性改进剂等。例示性的井操作包括但不限于水力压裂、增产、示踪剂注入、清洁、酸化、蒸汽注入、注水、固井等。
虽然已参考各种实施方案描述了本文所述的实施方案，但应当理解，在不脱离本公开的范围的情况下，可做出各种改变并且可用等同物代替其元件。另外，在不脱离本公开的范围的情况下，将进行许多修改以使特定的仪器、情形或材料适应本公开的教导内容。因此，预期的是，本公开不限于作为设想用于实现所描述的特征的最佳模态而公开的特定实施方案，而是本公开将包括落入所附权利要求的范围内的所有实施方案。
因此，本公开的实施方案不应被视为由前述描述限制，而是仅由所附权利要求的范围限制。

Claims (15)

1.一种用于使井下系统(1002)的高频扭转振荡(HFTO)发生阻尼的系统，所述井下系统(1002)包括：
井下钻井系统(10)，所述井下钻井系统在所述井下系统(1002)的端部处设置成与钻头操作性地连接；
阻尼系统(700、1000、1200、1300、1400、1500、1600、1700、1800、1900)，所述阻尼系统安装在所述井下钻井系统(10)上，所述阻尼系统(700、1000、1200、1300、1400、1500、1600、1700、1800、1900)包括被配置为使至少一个HFTO模态发生阻尼的至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)；以及
至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)，所述至少一个模态-振型调谐元件布置在所述井下钻井系统(10)上，
其中所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)被配置并定位在所述井下钻井系统(10)上，以修改以下中的至少一者：所述HFTO模态的振型、所述HFTO模态的频率、所述HFTO模态的可激发性和所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的阻尼效率。
2.根据权利要求1所述的系统，其中所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)被配置并定位在所述井下钻井系统(10)上，以放大所述井下钻井系统上的所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的位置处的所述HFTO模态。
3.根据任一前述权利要求所述的系统，其中所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)基于以下中的至少一者来选择：所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)的尺寸、所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)的材料性质和所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)的机械性质。
4.根据任一前述权利要求所述的系统，其中所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)在所述井下钻井系统(10)上的定位被选择用于修改所述井下钻井系统上的所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的位置处的所述HFTO模态的所述振型以及优化所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的所述阻尼效率中的至少一者。
5.根据任一前述权利要求所述的系统，所述系统还包括：模态-振型调谐元件(2602)的池，所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)从所述池选择以用于布置在所述井下钻井系统(10)上。
6.根据任一前述权利要求所述的系统，其中所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)基于所述井下系统(1002)的至少一部分的所述HFTO的数值模拟来选择以用于布置在所述井下钻井系统(10)上，优选地，其中所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)和所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)中的至少一者基于数值反演来定位、配置和/或选择。
7.根据任一前述权利要求所述的系统，其中所述阻尼系统(700、1000、1200、1300、1400、1500、1600、1700、1800、1900)是粘性阻尼系统、摩擦阻尼系统、液压阻尼系统、磁性阻尼系统和压电阻尼系统中的至少一者。
8.根据任一前述权利要求所述的系统，所述系统还包括隔离器。
9.根据任一前述权利要求所述的系统，其中所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)定位在所述钻头的10m内。
10.一种用于使井下系统(1002)的高频扭转振荡(HFTO)发生阻尼的方法，所述方法包括：
利用井下钻井系统(10)钻入地球地下，其中所述井下钻井系统(10)与钻头操作性地连接，并且包括具有至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的阻尼系统(700、1000、1200、1300、1400、1500、1600、1700、1800、1900)和布置在所述井下钻井系统(10)上的至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)；
利用所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)使至少一个HFTO模态发生阻尼；以及
将所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)配置和定位在所述井下钻井系统(10)上，以修改以下中的至少一者：所述HFTO模态的振型、所述HFTO模态的频率、所述HFTO模态的可激发性和所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的阻尼效率。
11.根据权利要求10所述的方法，所述方法还包括：基于所述至少一个模态-振型调谐元件的尺寸、所述至少一个模态-振型调谐元件的材料性质和所述至少一个模态-振型调谐元件的机械性质中的至少一者选择所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)以用于布置在所述井下钻井系统(10)中。
12.根据权利要求10至11中任一项所述的方法，所述方法还包括：将所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)定位在所述井下钻井系统(10)上，以用于以下中的至少一者：放大所述井下钻井系统上的所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的位置处的所述HFTO模态以及优化所述井下钻井系统上的所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)的阻尼效率。
13.根据权利要求10至12中任一项所述的方法，所述方法还包括：从模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)的池选择所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)以用于布置在所述井下钻井系统(10)中。
14.根据权利要求10至13中任一项所述的方法，所述方法还包括：
对所述井下系统(1002)的至少一部分的所述HFTO执行数值模拟；以及
基于所述井下系统(1002)的所述部分的所述HFTO的所述数值模拟选择所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)以用于布置在所述井下钻井系统(10)中。
15.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括：
执行数值反演；以及
基于所述数值反演对所述至少一个阻尼器元件(2604、2700、2800)和所述至少一个模态-振型调谐元件(2602、2902、2904、2906、2908、2910、2912、2922)中的至少一者进行定位和选择中的至少一者。
CN202080070329.9A 2019-09-12 2020-09-11 通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置 Pending CN114502817A (zh)

Applications Claiming Priority (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201962899291P 2019-09-12 2019-09-12
US201962899331P 2019-09-12 2019-09-12
US201962899332P 2019-09-12 2019-09-12
US201962899354P 2019-09-12 2019-09-12
US62/899,291 2019-09-12
US62/899,354 2019-09-12
US62/899,331 2019-09-12
US62/899,332 2019-09-12
PCT/US2020/050425 WO2021050888A1 (en) 2019-09-12 2020-09-11 Optimized placement of vibration damper tools through modeshape tuning

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN114502817A true CN114502817A (zh) 2022-05-13

Family

ID=74866469

Family Applications (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202080070329.9A Pending CN114502817A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置
CN202080069494.2A Pending CN114531894A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 扭转振荡的粘性振动阻尼
CN202080071190.XA Pending CN114555906A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 用于减少钻柱中的振动的振动隔离联接器
CN202080071164.7A Pending CN114555905A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 用于减少钻柱中的高频扭转振动的振动隔离联接器

Family Applications After (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202080069494.2A Pending CN114531894A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 扭转振荡的粘性振动阻尼
CN202080071190.XA Pending CN114555906A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 用于减少钻柱中的振动的振动隔离联接器
CN202080071164.7A Pending CN114555905A (zh) 2019-09-12 2020-09-11 用于减少钻柱中的高频扭转振动的振动隔离联接器

Country Status (6)

Country Link
US (3) US11692404B2 (zh)
CN (4) CN114502817A (zh)
BR (4) BR112022004705A2 (zh)
GB (4) GB2603676B (zh)
NO (3) NO20220404A1 (zh)
WO (4) WO2021050892A1 (zh)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11448015B2 (en) * 2018-03-15 2022-09-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations
US11519227B2 (en) 2019-09-12 2022-12-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string
BR112022004705A2 (pt) 2019-09-12 2022-06-14 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Acoplador isolador de vibração para redução de vibrações torcionais de alta frequência em uma coluna de perfuração
WO2021202484A1 (en) * 2020-03-30 2021-10-07 Schlumberger Technology Corporation Inertia damping systems and methods
US20230009235A1 (en) * 2021-07-12 2023-01-12 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Shock-based damping systems and mechanisms for vibration damping in downhole applications
US20230106255A1 (en) * 2021-10-06 2023-04-06 Horschel Brothers Precision Llc Nested Inertia Ring for Torsional Vibration Damper
US11654506B2 (en) * 2021-10-22 2023-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Processing route to design and manufacture highly configurable non-magnetic down-hole sensor collars
WO2023239860A1 (en) * 2022-06-10 2023-12-14 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Flexible coupler for reducing torsional oscillations

Family Cites Families (115)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2585382A (en) * 1948-06-25 1952-02-12 Gen Motors Corp Torsional vibration damper
GB699265A (en) * 1951-05-16 1953-11-04 Soundrill Corp Improvements in or relating to earth boring apparatus
US2834225A (en) 1954-12-08 1958-05-13 Caterpillar Tractor Co Cork faced vibration damper
GB763714A (en) * 1955-01-31 1956-12-12 Caterpillar Tractor Co Improvements in or relating to torsional vibration dampers
US2953351A (en) 1957-08-26 1960-09-20 Bodine Mass vibration absorber for sonic oil well drill
US3099918A (en) * 1961-08-09 1963-08-06 Drilco Oil Tools Inc Resilient rotary drive fluid conduit
US3121347A (en) * 1961-01-19 1964-02-18 Houdaiile Ind Inc Viscous torsional vibration damper
US3323326A (en) 1965-08-02 1967-06-06 John A Vertson Well drilling shock absorber
US3610347A (en) * 1969-06-02 1971-10-05 Nick D Diamantides Vibratory drill apparatus
US3552230A (en) 1970-03-11 1971-01-05 Houdaille Industries Inc Optimumly tuned and efficient viscous dampers
US3848931A (en) 1972-10-10 1974-11-19 Int Tool Sales Tool bit for vibration attenuation
DE2531817A1 (de) * 1975-07-16 1977-02-03 Hasse & Wrede Gmbh Drehschwingungsdaempfer
US4428443A (en) 1981-09-21 1984-01-31 Stability Drilling Systems, Inc. Shock absorbing tool for connection to a drill column
US4502552A (en) * 1982-03-22 1985-03-05 Martini Leo A Vibratory rotary drilling tool
GB2138100B (en) 1983-03-18 1987-02-11 Steven Odobasic Laminated tubular link
US4522271A (en) 1983-10-17 1985-06-11 Bodine Albert G Method and apparatus for damping vibrations in drill collar strings
SE459514B (sv) * 1984-09-06 1989-07-10 Secoroc Ab Skarvfoerband i skarvborrutrustning foer slagborrning
US4674356A (en) * 1985-05-01 1987-06-23 Kilgore Ronald B Dynamic rotational counterbalance structure
US4905776A (en) * 1989-01-17 1990-03-06 Amoco Corporation Self-balancing drilling assembly and apparatus
US5372548A (en) 1990-03-23 1994-12-13 Wohlfeld; William I. Longitudinal and rotary shock absorber for rotary and percussion drill bits
US5313829A (en) 1992-01-03 1994-05-24 Atlantic Richfield Company Method of determining drillstring bottom hole assembly vibrations
CA2069120C (en) * 1992-05-21 2005-04-26 Anton Gasafi Weight compensating method and apparatus
US5845542A (en) * 1992-05-21 1998-12-08 Eti Technologies Inc. Dynamic balancing method and apparatus
JPH06221361A (ja) * 1993-01-26 1994-08-09 Original Botsukusu:Kk 油圧緩衝器
DE4331790C2 (de) 1993-09-18 1996-02-08 Daimler Benz Aerospace Ag Einrichtung zur Vermeidung von Quietschgeräuschen durch eine Dichtung an einer Fensterscheibe
US5510582A (en) * 1995-03-06 1996-04-23 Halliburton Company Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging
US5743362A (en) 1996-06-28 1998-04-28 Enidine Incorporated Temperature compensated viscous damper
GB2327957A (en) * 1997-08-09 1999-02-10 Anadrill Int Sa Method and apparatus for suppressing drillstring vibrations
JPH1182631A (ja) * 1997-09-12 1999-03-26 Nok Corp 磁気カップリングの振動低減方法とこれに使用するダンパ
US6327539B1 (en) 1998-09-09 2001-12-04 Shell Oil Company Method of determining drill string stiffness
US6098726A (en) 1998-09-22 2000-08-08 Camco International (Uk) Limited Torque transmitting device for rotary drill bits
US6158529A (en) 1998-12-11 2000-12-12 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve
DE19941993C1 (de) 1999-09-02 2000-12-14 Benteler Werke Ag Verfahren zur Herstellung eines biegesteifen torsionsweichen Rohrprofils als Querträger für eine Verbundlenkerhinterachse eines Personenkraftwagens
US7251590B2 (en) 2000-03-13 2007-07-31 Smith International, Inc. Dynamic vibrational control
US8401831B2 (en) 2000-03-13 2013-03-19 Smith International, Inc. Methods for designing secondary cutting structures for a bottom hole assembly
US6785641B1 (en) 2000-10-11 2004-08-31 Smith International, Inc. Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization
US6808455B1 (en) 2000-05-03 2004-10-26 Michael Solorenko Torsional shock absorber for a drill string
SE522081C2 (sv) 2000-12-06 2004-01-13 Sandvik Ab Verktyg för bearbetning i metalliska material
CA2357883C (en) * 2001-09-28 2010-06-15 Noetic Engineering Inc. Slotting geometry for metal pipe and method of use of the same
JP2004053008A (ja) * 2002-05-31 2004-02-19 Fukoku Co Ltd ビスカスダンパ
US7036611B2 (en) 2002-07-30 2006-05-02 Baker Hughes Incorporated Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use
RU2329376C2 (ru) 2003-05-30 2008-07-20 СТРАТЭЛОК ТЕКНОЛОДЖИ ПРОДАКТС Эл Эл Си Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны
US7036612B1 (en) 2003-06-18 2006-05-02 Sandia Corporation Controllable magneto-rheological fluid-based dampers for drilling
CN1890451B (zh) * 2003-11-07 2010-12-08 Aps技术公司 用于衰减钻柱中的振动的系统和方法
US7708086B2 (en) 2004-11-19 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Modular drilling apparatus with power and/or data transmission
US20060278442A1 (en) 2005-06-13 2006-12-14 Kristensen Henry L Drill bit
US8875810B2 (en) 2006-03-02 2014-11-04 Baker Hughes Incorporated Hole enlargement drilling device and methods for using same
US7748474B2 (en) 2006-06-20 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Active vibration control for subterranean drilling operations
US20080060849A1 (en) 2006-09-12 2008-03-13 Entchev Pavlin B Shape memory alloy vibration isolation device
US7828082B2 (en) 2006-09-20 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for attenuating drillstring vibrations
WO2008097303A2 (en) 2007-02-02 2008-08-14 Exxonmobil Upstream Research Company Modeling and designing of well drilling system that accounts for vibrations
US8757294B2 (en) 2007-08-15 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation
US8622153B2 (en) 2007-09-04 2014-01-07 Stephen John McLoughlin Downhole assembly
EP2198114B1 (en) 2007-09-04 2019-06-05 George Swietlik A downhole device
US7779933B2 (en) 2008-04-30 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for steering a drill bit
WO2009155062A1 (en) 2008-06-17 2009-12-23 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for mitigating drilling vibrations
US20100025118A1 (en) 2008-08-01 2010-02-04 TPT Precision Engineering Pty Ltd Apparatus
GB2462675B (en) * 2008-08-20 2013-05-01 Thomas William Grant BHA vibration suppressing system
DE102009042156A1 (de) * 2008-10-09 2010-05-06 Luk Lamellen Und Kupplungsbau Beteiligungs Kg Fliehkraftpendeleinrichtung
AU2009318062B2 (en) 2008-11-21 2015-01-29 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for modeling, designing, and conducting drilling operations that consider vibrations
RU2478781C2 (ru) 2008-12-02 2013-04-10 НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи. Способ и устройство для уменьшения колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне
MX342292B (es) 2008-12-02 2016-09-23 Nat Oilwell Varco Lp Metodo y aparato para estimar la velocidad rotacional instantanea de una sarta de fondo.
MY157452A (en) 2009-08-07 2016-06-15 Exxonmobil Upstream Res Co Methods to estimate downhole drilling vibration amplitude from surface measurement
EP2462475B1 (en) 2009-08-07 2019-02-20 Exxonmobil Upstream Research Company Methods to estimate downhole drilling vibration indices from surface measurement
US8453764B2 (en) 2010-02-01 2013-06-04 Aps Technology, Inc. System and method for monitoring and controlling underground drilling
US7975392B1 (en) * 2010-03-10 2011-07-12 National Oilwell Varco, L.P. Downhole tool
US8342821B2 (en) * 2010-10-21 2013-01-01 Baker Hughes Incorporated Tuned bearing
US9458679B2 (en) 2011-03-07 2016-10-04 Aps Technology, Inc. Apparatus and method for damping vibration in a drill string
CN102401086A (zh) * 2011-06-29 2012-04-04 青岛地恩地材料科技有限公司 扭转振动减振器
CA2849768C (en) 2011-10-14 2018-09-11 Precision Energy Services, Inc. Analysis of drillstring dynamics using a angular rate sensor
US9273522B2 (en) * 2011-10-14 2016-03-01 Baker Hughes Incorporated Steering head with integrated drilling dynamics control
NL2007656C2 (en) 2011-10-25 2013-05-01 Cofely Experts B V A method of and a device and an electronic controller for mitigating stick-slip oscillations in borehole equipment.
WO2013076184A2 (en) 2011-11-25 2013-05-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for controlling vibrations in a drilling system
US9004195B2 (en) 2012-08-22 2015-04-14 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for drilling a wellbore, setting a liner and cementing the wellbore during a single trip
EA033474B1 (ru) 2012-11-13 2019-10-31 Exxonmobil Upstream Res Co Способ обнаружения нарушений нормального хода бурения
US9476261B2 (en) * 2012-12-03 2016-10-25 Baker Hughes Incorporated Mitigation of rotational vibration using a torsional tuned mass damper
US9097068B2 (en) 2012-12-19 2015-08-04 Baker Hughes Incorporated Pressure compensation device for thread connections
US9121233B2 (en) * 2013-02-26 2015-09-01 Baker Hughes Incorporated Mitigation of downhole component vibration using electromagnetic vibration reduction
CN103147696B (zh) * 2013-03-19 2014-12-17 长安大学 一种用于吸收钻杆冲击振动的钻杆保护器
WO2014147118A1 (en) 2013-03-21 2014-09-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for damping vibrations in a tool string system
GB2512895B (en) 2013-04-10 2020-01-08 Reeves Wireline Tech Ltd A shock absorber, related methods and apparatuses
US20140323231A1 (en) 2013-04-26 2014-10-30 Kenneth Perry Flexible shaft assembly
BR112015030680A2 (pt) * 2013-07-09 2017-07-25 Halliburton Energy Services Inc métodos e aparelho para mitigar vibrações torcionais no fundo do poço
RU2536302C1 (ru) * 2013-07-23 2014-12-20 Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Сибирский Федеральный Университет" (Сфу) Динамический виброгаситель крутильных колебаний (варианты)
US20150050083A1 (en) 2013-08-15 2015-02-19 Smith International, Inc. Locking ring with stabilizing blades
US20150083493A1 (en) 2013-09-25 2015-03-26 Mark Ellsworth Wassell Drilling System and Associated System and Method for Monitoring, Controlling, and Predicting Vibration in an Underground Drilling Operation
US9976405B2 (en) 2013-11-01 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method to mitigate bit induced vibrations by intentionally modifying mode shapes of drill strings by mass or stiffness changes
CA2929075C (en) 2013-12-04 2017-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Vibration damper
CA2930044C (en) 2013-12-23 2019-04-02 Halliburton Energy Services Inc. In-line tortional vibration mitigation mechanism for oil well drilling assembly
CN103939092B (zh) 2014-04-25 2017-07-07 中国科学院声学研究所 振动隔离装置
AU2015259870B2 (en) 2014-05-16 2019-05-02 Epiroc Drilling Tools Aktiebolag Joint and joint parts for drill string components
RU2550992C1 (ru) 2014-06-02 2015-05-20 Ривенер Мусавирович Габдуллин Разъемное соединение длинномерной гибкой трубы
US9988859B2 (en) 2014-07-07 2018-06-05 Klx Energy Services Llc Impact dampening apparatus
US20170167205A1 (en) 2014-07-09 2017-06-15 Ahmed Saeed Drill string axial vibration attenuator
US9689250B2 (en) 2014-11-17 2017-06-27 Tesco Corporation System and method for mitigating stick-slip
CN104565198B (zh) * 2014-12-23 2017-09-05 潍柴动力股份有限公司 一种发动机及其减振器
CN107075911B (zh) 2014-12-29 2019-11-08 哈里伯顿能源服务公司 减轻旋转式导向工具中的粘滑效应
US10605311B2 (en) 2015-01-28 2020-03-31 Halliburton Energy Service, Inc. Motor shaft transmission interference apparatus
KR101714208B1 (ko) * 2015-09-03 2017-03-08 현대자동차주식회사 개별 회전 관성질량을 갖춘 토셔널 댐퍼와 이를 적용한 크랭크샤프트
US10407999B2 (en) 2016-05-11 2019-09-10 Extensive Energy Technologies Partnership Vibration dampener
RU2707833C1 (ru) * 2016-07-14 2019-11-29 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Центрирующий переходник с деформируемым рукавом
WO2018049530A1 (en) * 2016-09-16 2018-03-22 Lo-Rez Vibration Control Ltd. High energy dissipation torsional viscous damper
US10683710B2 (en) 2016-10-07 2020-06-16 Cathedral Energy Services Ltd. Device for isolating a tool from axial vibration while maintaining conductor connectivity
DE102017004126B4 (de) * 2017-04-27 2023-09-21 Man Truck & Bus Se Drehschwingungsdämpfer
US10822939B2 (en) 2017-06-23 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Normalized status variables for vibration management of drill strings
US10782197B2 (en) 2017-12-19 2020-09-22 Schlumberger Technology Corporation Method for measuring surface torque oscillation performance index
US11199242B2 (en) 2018-03-15 2021-12-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation
US11448015B2 (en) 2018-03-15 2022-09-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations
EP3765705B1 (en) * 2018-03-15 2024-04-24 Baker Hughes Holdings Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibration isolation device for downhole bottom hole assembly
AR123395A1 (es) 2018-03-15 2022-11-30 Baker Hughes A Ge Co Llc Amortiguadores para mitigar vibraciones de herramientas de fondo de pozo y dispositivo de aislamiento de vibración para arreglo de fondo de pozo
WO2019232006A1 (en) 2018-05-30 2019-12-05 Knjb, Inc. Downhole ratchet mechanism and method
CN109236198B (zh) * 2018-11-13 2019-11-08 东北大学 可调式钻柱轴向-扭转耦合振动抑制装置
US11661801B2 (en) 2019-07-11 2023-05-30 Baker Hughes Oilfield Operations, Llc Anti-rotation coupling for use in a downhole assembly
BR112022004705A2 (pt) 2019-09-12 2022-06-14 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Acoplador isolador de vibração para redução de vibrações torcionais de alta frequência em uma coluna de perfuração
US11519227B2 (en) 2019-09-12 2022-12-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string

Also Published As

Publication number Publication date
WO2021050930A1 (en) 2021-03-18
GB202204805D0 (en) 2022-05-18
GB202204793D0 (en) 2022-05-18
US11603714B2 (en) 2023-03-14
NO20220383A1 (zh) 2022-03-29
GB2603677B (en) 2023-06-07
BR112022004705A2 (pt) 2022-06-14
GB2603673A (en) 2022-08-10
GB2603674A (en) 2022-08-10
US11692404B2 (en) 2023-07-04
CN114555905A (zh) 2022-05-27
US20210079976A1 (en) 2021-03-18
GB2603676B (en) 2023-05-10
GB2603676A (en) 2022-08-10
WO2021050884A1 (en) 2021-03-18
WO2021050888A1 (en) 2021-03-18
BR112022004696A2 (pt) 2022-06-14
WO2021050892A1 (en) 2021-03-18
BR112022004682A2 (pt) 2022-06-14
GB2603674B (en) 2023-06-28
CN114555906A (zh) 2022-05-27
GB2603673B (en) 2024-03-20
GB202204788D0 (en) 2022-05-18
NO20220337A1 (en) 2022-03-21
NO20220404A1 (en) 2022-04-01
US20210079738A1 (en) 2021-03-18
GB2603677A (en) 2022-08-10
CN114531894A (zh) 2022-05-24
US20210079736A1 (en) 2021-03-18
GB202204808D0 (en) 2022-05-18
BR112022004637A2 (pt) 2022-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111989457B (zh) 用于减轻井下工具振动的阻尼器
US11448015B2 (en) Dampers for mitigation of downhole tool vibrations
US11692404B2 (en) Optimized placement of vibration damper tools through mode-shape tuning
US11199242B2 (en) Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation
US10416024B2 (en) System and method for monitoring and controlling underground drilling
CN112088240B (zh) 用于减轻井下工具振动的阻尼器及用于井下井底钻具组合的振动隔离设备
CN114585797A (zh) 用于减轻井下工具振动的阻尼器
US20230009235A1 (en) Shock-based damping systems and mechanisms for vibration damping in downhole applications
US9982487B2 (en) Wellbore drilling systems with vibration subs
CN114585796A (zh) 结合有用于高频扭转振荡的阻尼器的钻头支撑组件
EA045677B1 (ru) Оптимизированное размещение средств демпфирования вибрации за счет подстройки формы колебаний
BR112020018681B1 (pt) Dispositivo e método de transferência de torque para uma broca de perfuração em um poço de exploração
RU2792052C1 (ru) Виброизолирующая муфта и способ снижения высокочастотных крутильных колебаний в бурильной колонне
Alabdullatif Analysis of downhole drilling vibrations: case studies of Manifa and Karan fields in Saudi Arabia

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
CB02 Change of applicant information
CB02 Change of applicant information

Address after: Texas, USA

Applicant after: Baker Hughes oilfield operations Co.,Ltd.

Address before: Texas, USA

Applicant before: Baker Hughes oilfield operations Co.,Ltd.

SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination