RU2792052C1 - Vibration-absorbing coupling and a method for reducing high-frequency torsional vibrations in the drill string - Google Patents
Vibration-absorbing coupling and a method for reducing high-frequency torsional vibrations in the drill string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792052C1 RU2792052C1 RU2022109280A RU2022109280A RU2792052C1 RU 2792052 C1 RU2792052 C1 RU 2792052C1 RU 2022109280 A RU2022109280 A RU 2022109280A RU 2022109280 A RU2022109280 A RU 2022109280A RU 2792052 C1 RU2792052 C1 RU 2792052C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vibration
- coupling
- sleeve
- elements
- vibration isolating
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СМЕЖНУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION
[0001] В настоящей заявке испрашивается приоритет Предварительной заявки США с серийным номером 62/899,354, поданной 12 сентября 2019 г., Предварительной заявки США с серийным номером 62/899,291, поданной 12 сентября 2019 г., Предварительной заявки США с серийным номером 62/899,331, поданной в сентябре. 12, 2019 г., и предварительной заявки США с серийным номером 62/899,332, поданной 12 сентября 2019 г., полное описание которых включено в настоящий документ посредством ссылки.[0001] This application claims the priority of U.S. Provisional Application Serial No. 62/899,354 filed September 12, 2019, U.S. Provisional Application Serial No. 62/899,291 filed September 12, 2019, U.S. Provisional Application Serial No. 62/ 899,331, filed in September. 12, 2019, and U.S. Provisional Application Serial No. 62/899,332, filed September 12, 2019, the full disclosure of which is incorporated herein by reference.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION
[0002] Скважины бурятся вглубь земной коры для достижения многих целей, таких как секвестрация углекислого газа, поиск и разработка геотермальных источников, разведка и добыча углеводородов. Во всех случаях стволы скважин бурят так, чтобы они открывали доступ или проходили через место залегания материала (например, газа или жидкости), содержащегося в пласте (например, резервуаре), расположенном под поверхностью земли. В стволах скважин могут располагаться различные типы инструментов и устройств для выполнения различных задач и измерений.[0002] Wells are drilled deep into the earth's crust to achieve many goals, such as carbon dioxide sequestration, search and development of geothermal sources, exploration and production of hydrocarbons. In all cases, wellbores are drilled to expose or pass through a location of material (eg, gas or liquid) contained in a formation (eg, reservoir) below the earth's surface. Wellbores may contain various types of tools and devices to perform various tasks and measurements.
[0003] В процессе эксплуатации забойные компоненты могут подвергаться вибрации, которая может повлиять на эффективность их работы. Например, сильные вибрации в бурильных колоннах и компоновках низа бурильной колонны могут быть вызваны усилием резания на долоте или дисбалансом масс в скважинных инструментах, таких как гидравлические забойные двигатели. Вибрации могут принимать форму прерывистых колебаний и высокочастотных крутильных колебаний (ВЧКК). ВЧКК обычно возникают на частотах выше 50 Гц и могут быть локализованы в небольшой части бурильной колонны. Как правило, ВЧКК имеют высокие амплитуды на долоте. Воздействие таких вибраций может включать, помимо прочего, снижение скорости проходки, снижение качества измерений, а также чрезмерную усталость и износ забойных компонентов, инструментов и/или устройств. В US 4428443 описывается упругий амортизирующий инструмент для поглощения ударов и вибраций, возникающих во время бурения. Конфигурация этого инструмента допускает отклонение его частей для поглощения приложенных к нему сил и он упруго, подобно пружине, восстанавливает свою первоначальную недеформированную форму при снятии сил. Предлагаемый в US 4428443 амортизирующий инструмент обеспечивает поглощение приложенных осевых и скручивающих усилий при минимальном количестве деталей. Однако он не эффективен для демпфирования высокочастотных вибраций, которые могут оказывать отрицательное воздействие на эффективность, надежность и/или долговечность электронных и механических частей КНБК[0003] Downhole components may be subject to vibration during operation, which may affect their performance. For example, severe vibrations in drill strings and bottomhole assemblies can be caused by cutting force on bit or mass imbalance in downhole tools such as mud motors. Vibrations can take the form of intermittent vibrations and high frequency torsional vibrations (HFCC). HFCC usually occur at frequencies above 50 Hz and can be localized in a small part of the drill string. As a rule, HFCCs have high amplitudes at the bit. The effects of such vibrations may include, but are not limited to, reduced rate of penetration, reduced measurement quality, and excessive fatigue and wear of downhole components, tools, and/or devices. US 4,428,443 describes a resilient damping tool for absorbing shocks and vibrations that occur during drilling. The configuration of this tool allows the deflection of its parts to absorb the forces applied to it, and it resiliently, like a spring, restores its original undeformed shape when the forces are removed. The damping tool provided in US 4,428,443 absorbs applied axial and torsional forces with a minimum number of parts. However, it is not effective for damping high frequency vibrations that can have a negative impact on the efficiency, reliability and/or durability of electronic and mechanical parts of the BHA.
ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0004] В настоящем документе предлагается виброизолирующая муфта для снижения высокочастотных крутильных колебаний в бурильной колонне, включающая в себя первую часть муфты, включающую внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, вторую часть муфты, включающую внешнюю поверхность и часть внутренней поверхности, и виброизолирующую часть, проходящую между первой частью муфты и второй частью муфты. Виброизолирующая часть включает в себя первую сплошную кольцевую часть, образующую первый конец виброизолирующей части, и вторую сплошную кольцевую часть, образующую второй конец виброизолирующей части. Виброизолирующая часть включает в себя множество пазов, проходящих от первой сплошной кольцевой части ко второй сплошной кольцевой части, образующих множество виброизолирующих элементов. Каждый из множества виброизолирующих элементов отсоединен от соседних элементов из множества виброизолирующих элементов посредством соответствующего одного из множества пазов. Множество виброизолирующих элементов обеспечивают возможность вращения при кручении первой части муфты относительно второй части муфты.[0004] Provided herein is a vibration isolation sleeve for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string, including a first sleeve portion including an outer surface and an inner surface, a second sleeve portion including an outer surface and a portion of an inner surface, and a vibration isolation portion extending between the first clutch part and the second clutch part. The vibration isolating part includes the first solid annular part forming the first end of the vibration isolating part, and the second solid annular part forming the second end of the vibration isolating part. The vibration isolating part includes a plurality of grooves extending from the first solid annular part to the second solid annular part, forming a plurality of vibration isolating elements. Each of the plurality of anti-vibration elements is separated from neighboring elements of the plurality of vibration-isolating elements by means of a corresponding one of the plurality of grooves. Many anti-vibration elements provide the possibility of rotation during torsion of the first part of the clutch relative to the second part of the clutch.
[0005] Также в настоящем документе предлагается способ изоляции высокочастотных крутильных колебаний от одной части бурильной колонны, соединенной с другой частью бурильной колонны, посредством виброизолирующей муфты, имеющей первую часть муфты, соединенную со второй частью муфты, посредством виброизолирующей части, имеющей множество пазов, образующих множество виброизолирующих элементов. Способ включает введение крутильных колебаний в первую часть муфты и изоляцию крутильных колебаний от второй части муфты за счет крутильных колебаний виброизолирующей части.[0005] Also provided herein is a method for isolating high-frequency torsional vibrations from one part of a drill string connected to another part of the drill string by means of a vibration isolating sleeve having a first part of the sleeve connected to a second part of the sleeve, by means of a vibration isolating part having a plurality of slots forming many anti-vibration elements. The method includes introduction of torsional vibrations into the first part of the clutch and isolation of torsional vibrations from the second part of the clutch due to torsional vibrations of the vibration isolating part.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS
[0006] Приведенные ниже описания не следует рассматривать как носящие какой-либо ограничительный характер. В описании со ссылкой на прилагаемые чертежи одинаковые элементы имеют одинаковую нумерацию.[0006] The descriptions below are not to be construed as being restrictive in any way. In the description with reference to the accompanying drawings, like elements are given the same numbering.
[0007] На ФИГ. 1 показана система разведки и добычи полезных ископаемых, включающая в себя виброизолирующую муфту, в соответствии с аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0007] FIG. 1 shows an exploration and production system including a vibration isolation clutch, in accordance with an aspect of an exemplary embodiment;
[0008] На ФИГ. 2А показана геометрия компоновки низа бурильной колонны (КНБК) без виброизолирующей муфты;[0008] FIG. 2A shows the geometry of the bottom hole assembly (BHA) without the anti-vibration collar;
[0009] На ФИГ. 2 В показаны моды высокочастотных крутильных колебаний (ВЧКК) без виброизолирующей муфты;[0009] FIG. 2B shows the modes of high-frequency torsional vibrations (HFTK) without a vibration isolating clutch;
[0010] На ФИГ. 3А показана геометрия КНБК с виброизолирующей муфтой в соответствии с иллюстративным аспектом;[0010] FIG. 3A shows the BHA geometry with a vibration isolating collar according to an illustrative aspect;
[0011] На ФИГ. 3В показаны моды ВЧКК с виброизолирующей муфтой в соответствии с иллюстративным вариантом осуществления;[0011] FIG. 3B shows HFCC modes with a vibration isolating clutch in accordance with an illustrative embodiment;
[0012] На ФИГ. 4 показана виброизолирующая муфта в соответствии с аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0012] FIG. 4 shows a vibration isolation sleeve in accordance with an aspect of an exemplary embodiment;
[0013] На ФИГ. 5 показан вид в разрезе виброизолирующей муфты по ФИГ. 4 по линии 3-3 в соответствии с аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0013] FIG. 5 is a sectional view of the anti-vibration coupling of FIG. 4 along lines 3-3 in accordance with an aspect of the exemplary embodiment;
[0014] На ФИГ. 6 показан изометрический вид части виброизолирующей муфты, показанной на ФИГ. 4, в соответствии с аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0014] FIG. 6 is an isometric view of a portion of the anti-vibration coupling shown in FIG. 4, in accordance with an aspect of the exemplary embodiment;
[0015] На ФИГ. 7 показан осевой вид с торца части виброизолирующей муфты, показанной на ФИГ. 6, в соответствии с аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0015] FIG. 7 is an axial end view of a portion of the anti-vibration coupling shown in FIG. 6 in accordance with an aspect of the exemplary embodiment;
[0016] На ФИГ. 8 показан осевой вид с торца части виброизолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0016] FIG. 8 is an axial end view of a portion of a vibration isolating coupling according to another aspect of an illustrative embodiment;
[0017] На ФИГ. 9 показан осевой вид с торца части виброизолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0017] FIG. 9 is an axial end view of a portion of a vibration isolating coupling according to another aspect of an illustrative embodiment;
[0018] На ФИГ. 10 показан осевой вид с торца части виброизолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0018] FIG. 10 is an axial end view of a portion of a vibration isolating coupling according to another aspect of an exemplary embodiment;
[0019] На ФИГ. 11 показан вид в разрезе виброизолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления;[0019] FIG. 11 is a sectional view of a vibration isolation sleeve according to another aspect of an exemplary embodiment;
[0020] На ФИГ. 12 показан осевой вид с торца части виброизолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления; и[0020] FIG. 12 is an axial end view of a portion of a vibration isolating coupling according to another aspect of an illustrative embodiment; And
[0021] На ФИГ. 13 показан вид в разрезе концевой части вибро изолирующей муфты в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления.[0021] FIG. 13 is a sectional view of an end portion of a vibration isolating sleeve according to another aspect of an exemplary embodiment.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕDETAILED DESCRIPTION
[0022] Подробное описание одного или более вариантов осуществления описанного устройства и способа приведено в настоящем документе в качестве примера со ссылкой на графические материалы и не имеет ограничительного характера.[0022] A detailed description of one or more embodiments of the described device and method is provided herein by way of example with reference to the drawings and is not restrictive.
[0023] На ФИГ. 1 показана схема системы разведки и добычи полезных ископаемых для выполнения внутрискважинных работ. Система разведки и добычи полезных ископаемых включает в себя внутрискважинную компоновку. Как показано, система разведки и добычи полезных ископаемых имеет форму буровой системы 10. Буровая система 10 включает в себя обычную буровую вышку 11, установленную на фундаменте 12, которая поддерживает поворотный стол 14, который приводится во вращение основным приводом, таким как электродвигатель (не показано), с требуемой скоростью вращения. Внутрискважинная компоновка на ФИГ. 1 имеет форму бурильной колонны 20, которая проходит через поворотный стол 14 и включает бурильную трубчатую часть 22, такую как бурильная труба, и проходит в ствол скважины 26, имеющий кольцевую стенку 27, проходящую в геологическую формацию 28. Бурильная колонна может представлять собой колонну горизонтально-направленного бурения, содержащую отклонитель, буровой двигатель и/или блок управления направлением бурения 65.[0023] FIG. 1 shows a diagram of an exploration and production system for downhole operations. The mineral exploration and production system includes a downhole assembly. As shown, the mining system is in the form of a
[0024] Инструмент для дробления породы 30, такой как буровое долото, прикрепленное к концу бурильной колонны 20, образует часть компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 32. Инструмент для дробления породы 30 используется для разрушения частей геологической формации 28, тем самым формируя ствол скважины 26. Бурильная колонна 20 соединена с наземным оборудованием, таким как системы подъема, вращения и/или толкания, включая, помимо прочего, лебедку 33, через ведущую буровую трубу 35, вертлюг 38 и линию 39 через шкив 43. В некоторых вариантах осуществления наземное оборудование может включать в себя верхний привод (не показано). Во время буровых работ лебедка 33 используется для регулирования нагрузки на долото, что влияет на скорость проходки инструмента для дробления породы 30. Процесс работы лебедки 33 хорошо известен в данной области техники и поэтому подробно не описывается в настоящем документе.[0024] The rock breaking
[0025] Во время буровых работ подходящий буровой раствор 45 из источника или приемной емкости для бурового раствора 48 циркулирует под давлением через внутреннее отверстие бурильной колонны 20 с помощью бурового насоса 50. Буровой раствор 45 поступает в бурильную колонну 20 через поглотитель гидравлического удара 56, трубопровод для жидкости 58 и ведущую буровую трубу 35. Буровой раствор 45 выпускается на дно 60 ствола скважины 26 через отверстие (не показано) в инструменте для дробления породы 30. Буровой раствор 45 циркулирует вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 64 между бурильной колонной 20 и кольцевой стенкой 27 (стенкой ствола скважины) ствола скважины 26 и возвращается в приемную емкость для бурового раствора 48 по возвратному каналу 68. Датчик S1 в трубопроводе для жидкости 58 передает информацию о расходе жидкости. Наземный датчик крутящего момента S2 и датчик S3, связанные с бурильной колонной 20, соответственно передают информацию о крутящем моменте и скорости вращения бурильной трубы 22. Кроме того, один или несколько датчиков (не показано), связанных с линией 39, используются для получения данных о нагрузке на крюк бурильной колонны 20, а также других требуемых параметров, относящихся к бурению ствола скважины 26. Буровая система 10 может дополнительно включать один или несколько скважинных датчиков 70, расположенных на бурильной колонне 20 и/или КНБК 32.[0025] During drilling operations,
[0026] В некоторых случаях инструмент для дробления породы 30 вращается за счет вращения бурильной трубы 22. Однако в других случаях буровой двигатель (не показано), такой как гидравлический забойный двигатель, может являться частью КНБК 32 и может приводиться в действие для вращения инструмента для дробления породы 30 и/или для дополнения усилия вращения бурильной колонны 20. В любом случае скорость проходки (СП) инструмента для дробления породы 30 в геологическую формацию 28 при определенной формации и определенной буровой компоновке в значительной степени зависит от нагрузки на долото и скорости вращения бурового долота.[0026] In some cases, the
[0027] Наземный блок управления 80 получает сигналы от скважинных датчиков 70 и устройств через датчик 83, такой как датчик давления, размещенный в трубопроводе для жидкости 58, а также отдатчиков S1, S2, S3, датчиков нагрузки на крюк, датчиков оборотов, датчиков крутящего момента и любых других датчиков. Наземный блок управления 80 обрабатывает такие сигналы в соответствии с запрограммированными инструкциями. Наземный блок управления 80 может отображать требуемые параметры буровых работ и другую информацию на дисплее/мониторе 85. Такая информация может использоваться оператором на площадке для управления буровыми работами. Наземный блок управления 80 содержит компьютер, память для хранения данных, компьютерные программы, модели и алгоритмы, доступные для процессора в компьютере, записывающее устройство, такое как накопитель на магнитной ленте, блок памяти и т.д. для записи данных и другие периферийные устройства. Наземный блок управления 80 может также включать в себя имитационные модели для использования компьютером для обработки данных в соответствии с запрограммированными инструкциями. Наземный блок управления 80 может реагировать на команды пользователя, вводимые через подходящее устройство, такое как клавиатура. Наземный блок управления 80 предназначен для активации аварийных сигналов 87 при возникновении определенных небезопасных или нежелательных условий эксплуатации.[0027]
[0028] КНБК 32 также содержит другие датчики и устройства или инструменты для проведения различных измерений, относящихся к геологической формации 28 и бурению ствола скважины 26 по выбранной траектории. Такие устройства могут включать в себя устройство для измерения удельного сопротивления пласта вблизи и/или перед инструментом для дробления породы 30, зонд гамма-каротажа для измерения интенсивности гамма-излучения пласта и устройства для определения наклона, азимута и положения бурильной трубы 22. Другие устройства, такие как устройства для каротажа во время бурения (КВБ), обычно обозначенные позицией 90, такие как устройства для измерения пористости пласта, проницаемости, плотности, свойств горных пород, свойств флюидов и т.д., могут быть размещены в подходящих местах в КНБК 32 для передачи информации, необходимой для оценки геологической формации 28 ствола скважины 26. Такие устройства могут включать в себя, помимо прочего, инструменты для измерения температуры, инструменты для измерения давления, инструменты для измерения диаметра ствола скважины (например, кавернометр), акустические инструменты, инструменты для радиоактивного каротажа, инструменты для ядерного магнитного резонанса и инструменты для испытания пласта и отбора проб. Дополнительные инструменты для забойной телеметрии (ЗТ) (не показано) могут включать в себя инструменты измерения направления и динамики, которые измеряют магнитные поля, ускорение, нагрузки, а также производные свойства, такие как угол наклона, азимут, скорость вращения и т.п.[0028] The
[0029] Упомянутые выше устройства передают данные в систему скважинной телеметрии 92, которая, в свою очередь, передает полученные данные вверх по стволу скважины на наземный блок управления 80. Система скважинной телеметрии 92 также принимает сигналы и данные от наземного блока управления 80 и передает такие полученные сигналы и данные на соответствующие скважинные устройства. В одном аспекте система гидроимпульсной телеметрии может использоваться для передачи данных между скважинными датчиками, обычно обозначенными позицией 94, расположенными на бурильной колонне 20, и устройствами и наземным оборудованием во время буровых работ. Датчик 83, размещенный в трубопроводе для жидкости 58 (например, в трубопроводе подачи бурового раствора), фиксирует импульсы бурового раствора в ответ на данные, передаваемые системой скважинной телеметрии 92. Датчик 83 генерирует электрические сигналы в ответ на изменения давления бурового раствора и передает такие сигналы по проводнику 96 на наземный блок управления 80.[0029] The above devices transmit data to the
[0030] В других аспектах любая другая подходящая система телеметрии может использоваться для двусторонней передачи данных (например, по нисходящей линии связи и восходящей линии связи) между поверхностью и КНБК 32, включая, помимо прочего, систему акустической телеметрии, систему электромагнитной телеметрии, систему оптической телеметрии, систему проводной телеметрии, в которой могут использоваться беспроводные соединительные элементы или ретрансляторы, размещенные в бурильной колонне или стволе скважины. Система проводной телеметрии может быть образована путем соединения секций бурильных труб, при этом каждая секция трубы включает в себя линию передачи данных, такую как провод, проходящий вдоль трубы. Соединение для передачи данных между секциями трубы может быть выполнено любым подходящим способом, включая, помимо прочего, жесткие электрические или оптические соединения, индукционную, емкостную, резонансную связь, такую как электромагнитно-резонансная связь, или методы прямой связи. В случае использования колонны гибких труб в качестве бурильной трубы 22 линия передачи данных может проходить вдоль колонны гибких труб.[0030] In other aspects, any other suitable telemetry system may be used for two-way communication (e.g., downlink and uplink) between the surface and the
[0031] Буровая система 10 относится к тем буровым системам, в которых используется бурильная труба для транспортировки КНБК 32 в ствол скважины 26, при этом нагрузка на долото контролируется с поверхности, обычно путем управления работой лебедки 33. Однако в большом количестве современных буровых систем, особенно для бурения сильно наклонных и горизонтальных стволов скважин, используются колонны гибких труб для транспортировки буровой компоновки в ствол скважины. В таком случае толкатель (не обозначено отдельно) может быть размещен в бурильной колонне 20, чтобы обеспечить требуемое усилие на инструменте для дробления породы 30. Кроме того, когда используется колонна гибких труб, труба не вращается поворотным столом, а вместо этого проталкивается в ствол скважины с помощью подходящего устройства ввода, в то время как забойный двигатель, такой как буровой двигатель (не показано), вращает инструмент для дробления породы 30. При подводном бурении для размещения бурового оборудования, включая бурильную колонну, может использоваться морская буровая установка или судно.[0031] The
[0032] Также со ссылкой на ФИГ. 1, может быть предусмотрен прибор каротажа сопротивления 100, включающий в себя, например, множество антенн, включая, например, передатчики 104а или 104b и/или приемники 108а или 108b. Удельное сопротивление может быть одним из свойств пласта, которые представляют интерес при принятии решения о бурении. Специалистам в данной области техники понятно, что вместе с прибором каротажа сопротивления 100 или вместо него можно использовать другие инструменты для измерения свойств пласта.[0032] Also with reference to FIG. 1, a
[0033] Бурение с обсадной колонной может представлять собой вид работ, который становится все более привлекательным в нефтегазовой отрасли, поскольку имеет ряд преимуществ по сравнению с обычным бурением. Один пример такой конфигурации показан и описан в совместном патенте США №9,004,195 под названием «Устройство и способ бурения ствола скважины, установки обсадной колонны и цементирования ствола скважины во время одной проходки», который полностью включен в настоящий документ посредством ссылки. Важно отметить, что, несмотря на относительно низкую скорость проходки, время, необходимое для установки обсадной колонны на заданную глубину, сокращается, поскольку обсадная колонна опускается в ствол скважины при одновременном бурении ствола скважины. Это может быть полезно при работе в набухающих пластах, где сужение пробуренной скважины может помешать последующей установке обсадной колонны. Кроме того, бурение с обсадной колонной в истощенных и нестабильных коллекторах сводит к минимуму риск прихвата трубы или бурильной колонны из-за обрушения скважины.[0033] Casing drilling can be an activity that is becoming increasingly attractive in the oil and gas industry because it has a number of advantages over conventional drilling. One example of such a configuration is shown and described in U.S. Joint Patent No. 9,004,195 entitled "Apparatus and Method for Drilling a Wellbore, Installing a Casing and Cementing a Wellbore in a Single Run", which is incorporated herein by reference in its entirety. It is important to note that, despite the relatively low rate of penetration, the time required to set the casing to a given depth is reduced as the casing is lowered into the wellbore while the wellbore is being drilled. This can be useful when operating in swellable formations where the narrowing of the drilled hole may interfere with subsequent casing installation. In addition, drilling with casing in depleted and unstable reservoirs minimizes the risk of pipe or drill string sticking due to well collapse.
[0034] Хотя ФИГ. 1 показана и описана в отношении буровых работ, специалисты в данной области техники поймут, что подобные конфигурации, хотя и с использованием других компонентов, могут использоваться для выполнения различных внутрискважинных работ. Например, как известно в данной области техники, могут использоваться заканчивание, талевый канат, система проводной телеметрии, бурение с обсадной колонной, расширение, колонна гибких труб, повторный вход и/или другие конфигурации. Кроме того, различные производственные конфигурации могут использоваться для извлечения и/или нагнетания материалов из/в геологические формации. Таким образом, настоящее описание не должно ограничиваться буровыми работами, а может быть использовано для любых подходящих или желаемых внутрискважинных работ.[0034] Although FIG. 1 is shown and described in relation to drilling operations, those skilled in the art will appreciate that similar configurations, albeit using different components, may be used to perform various downhole operations. For example, as is known in the art, completion, wireline, wireline telemetry, casing drilling, reaming, coiled tubing, reentry, and/or other configurations may be used. In addition, various production configurations may be used to extract and/or inject materials from/into geological formations. Thus, the present disclosure should not be limited to drilling operations, but may be used for any suitable or desired downhole intervention.
[0035] Сильные вибрации в бурильных колоннах и компоновках низа бурильной колонны во время буровых работ могут быть вызваны усилием резания на инструменте для дробления породы 30 или дисбалансом масс в скважинных инструментах, таких как буровые двигатели. Такие вибрации могут привести к снижению скорости проходки, снижению качества ствола скважины, снижению качества измерений, проводимых приборами компоновки низа бурильной колонны, а также могут привести к износу, усталости и/или выходу из строя забойных компонентов. Как понятно специалистам в данной области техники, существуют различные колебания, такие как поперечные колебания, осевые колебания и крутильные колебания. Например, прерывистое перемещение всей буровой системы и высокочастотные крутильные колебания («ВЧКК») являются типами крутильных колебаний. Термины «вибрация», «колебание», а также «флуктуация» используются в широком смысле для обозначения повторяющихся и/или периодических движений или периодических отклонений от среднего значения, такого как среднее положение, средняя скорость и среднее ускорение. В частности, эти термины не ограничиваются гармоническими отклонениями, но могут включать все виды отклонений, такие как, помимо прочего, периодические, гармонические и статистические отклонения.[0035] Severe vibrations in drill strings and bottomhole assemblies during drilling operations can be caused by cutting force on the
[0036] Крутильные колебания могут возбуждаться механизмами самовозбуждения, возникающими из-за взаимодействия инструмента для дробления породы 30 бура или любой другой режущей конструкции, такой как долото-расширитель, и пласта. Основным отличием между прерывистыми колебаниями и ВЧКК является частота и типичные формы мод: Например, ВЧКК имеют частоту, которая обычно выше 50 Гц по сравнению с прерывистыми крутильными колебаниями, которые обычно имеют частоту ниже 1 Гц. Как правило, представляющие особый интерес ВЧКК могут находиться в диапазоне от 50 Гц до 500 Гц. Эти ВЧКК называются критическими ВЧКК или критическими модами ВЧКК. Критерий для определения критических мод ВЧКК описан в Andreas Hohl et al., Journal of Sound and Vibration 342 (2015), 290-302. Более того, форма мод прерывистых колебаний в возбужденном состоянии обычно является первой формой мод колебаний всей буровой системы, тогда как форма мод ВЧКК может быть более высокого порядка и обычно локализована в меньших частях буровой системы со сравнительно высокими амплитудами в точке возбуждения, которой может быть инструмент для дробления породы 30 или любая другая режущая конструкция (такая как долото-расширитель), или любой контакт между буровой системой и пластом (например, при использовании стабилизатора).[0036] Torsional vibrations can be excited by self-excitation mechanisms arising from the interaction of the
[0037] Из-за высокой частоты вибраций ВЧКК соответствуют высоким значениям ускорения и крутящего момента вдоль КНБК или только на отдельных частях КНБК. Специалистам в данной области техники понятно, что для проявления крутильных движений одна составляющая из ускорения, силы и крутящего момента всегда сопровождается двумя другими составляющими из ускорения, силы и крутящего момента. В этом смысле ускорение, сила и крутящий момент эквивалентны в том смысле, что ни один из этих элементов не может возникнуть без двух других. Нагрузки в виде высокочастотных вибраций или колебаний могут отрицательно сказаться на эффективности, надежности и/или долговечности электронных и механических частей КНБК. Варианты осуществления, представленные в данном документе, направлены на описание виброизолирующей муфты 140 для снижения ВЧКК. Виброизолирующая муфта 140 представляет собой модульный инструмент, который можно устанавливать в различных местах над, под или внутри КНБК 32.[0037] Due to the high frequency of vibrations, HFCs correspond to high values of acceleration and torque along the BHA or only on certain parts of the BHA. Those skilled in the art will recognize that, in order to exhibit torsional motions, one component of acceleration, force, and torque is always accompanied by two other components of acceleration, force, and torque. In this sense, acceleration, force, and torque are equivalent in the sense that none of these elements can occur without the other two. High frequency vibration or oscillation loads can adversely affect the efficiency, reliability and/or durability of the electronic and mechanical parts of the BHA. The embodiments presented herein are directed to a description of a
[0038] Например, виброизолирующая муфта 140 может быть установлена над инструментом для дробления породы 30. В колонне горизонтально-направленного бурения (горизонтально-направленная КНБК) блок управления направлением бурения 65 может быть расположен над инструментом для дробления породы 30. В одном из вариантов осуществления стабилизатор (переходник стабилизатора) может быть размещен выше и/или ниже виброизолирующей муфты 140. Стабилизаторы, размещенные над и/или под виброизолирующей муфтой, центрируют виброизолирующую муфту в стволе скважины и предотвращают контакт поверхности виброизолирующей муфты с кольцевой стенкой 27. Блок управления направлением бурения 65 расположен рядом с инструментом для дробления породы 30, чтобы регулировать направление бурения. В одном из вариантов осуществления виброизолирующая муфта 140 расположена вверх по стволу от блока управления направлением бурения 65. Над виброизолирующей муфтой может располагаться один или несколько инструментов для оценки продуктивности пласта (ОПП).[0038] For example, a
[0039] Инструмент для дробления породы 30 является точкой возбуждения ВЧКК. Без использования виброизолирующей муфты в КНБК ВЧКК возбудили бы ВЧКК по всей КНБК выше требуемых порогов. Виброизолирующая муфта 140 изолирует часть КНБК над виброизолирующей муфтой 140 от распространения ВЧКК, возбуждаемых в части КНБК ниже виброизолирующей муфты. Виброизолирующая муфта 140 ограничивает ВЧКК, возбуждаемые усилием резания в инструменте для дробления породы 30, до КНБК ниже виброизолирующей муфты 140. Благодаря конструкции виброизолирующей муфты 140 динамика кручения КНБК изменяется, что позволяет выбранным формам мод ВЧКК иметь выбранную амплитуду только в части КНБК ниже виброизолирующей муфты 140. Виброизолирующая муфта 140 в КНБК позволяет части КНБК, находящейся ниже виброизолирующей муфты 140, совершать колебания (ВЧКК), изолируя колебания от части КНБК над виброизолирующей муфтой. Также виброизолирующая муфта изменяет количество возбуждаемых мод ВЧКК. В КНБК с виброизолирующей муфтой возбуждается меньшее количество мод ВЧКК.[0039] The
[0040] Виброизолирующая муфта 140 действует как механический фильтр нижних частот для ВЧКК и включает в себя изолирующую частоту (собственную частоту или первую резонансную частоту). Изолирующий эффект виброизолирующей муфты 140 является результатом значительно меньшей изолирующей частоты виброизолирующей муфты по сравнению с частотами ВЧКК, возбуждаемыми в инструменте для дробления породы 30 или в любой другой режущей конструкции КНБК. Меньшая изолирующая частота может быть достигнута за счет использования виброизолирующей муфты 140 с достаточно малой жесткостью на кручение. Небольшая жесткость на кручение виброизолирующей муфты 140 изолирует массу, расположенную под виброизолирующей муфтой 140, от массы над виброизолирующей муфтой 140 в степени свободы при кручении для частот выше изолирующей частоты. Возбуждаемые на инструменте для дробления породы 30 моды ВЧКК с частотами выше изолирующей частоты изолируются от части КНБК над виброизолирующей муфтой 140. Подходящая изолирующая частота для виброизолирующей муфты во внутрискважинной компоновке в одном варианте осуществления составляет от 10 Гц до 100 Гц. В альтернативном варианте осуществления изолирующая частота может составлять от 10 Гц до 70 Гц. В еще одном варианте осуществления изолирующая частота (первая собственная частота или первая резонансная частота) может находиться в диапазоне от 20 Гц до 50 Гц. Моделирование показало, что изолирующая частота 30 Гц обеспечивает желаемую изоляцию мод ВЧКК. Изолирующая частота виброизолирующей муфты 140 зависит от коэффициента жесткости на кручение (или жесткости на кручение) частей виброизолирующей муфты 140 и массы, движущейся возвратно-поступательно, под виброизолирующей муфтой 140. Термин «малая жесткость на кручение» относится к соотношению между жесткостью на изгиб и жесткостью на кручение (жесткость на изгиб/жесткость на кручение (ЖИ/ЖК)) более 10, более 15, более 20, более 30, более 40, более 50.[0040] The vibration isolating clutch 140 acts as a mechanical low pass filter for the HFCC and includes an isolating frequency (natural frequency or first resonant frequency). The isolation effect of the
[0041] В одном из вариантов осуществления размещение виброизолирующей муфты 140 над блоком управления направлением бурения 65 и инструментом для дробления породы 30 бурового инструмента образовывает достаточно большую массу, движущуюся возвратно-поступательно, которая обеспечивает изолирующую частоту около 30 Гц. При меньших массах, например, при использовании только инструмента для дробления породы 30, изолирующие частоты превышают 30 Гц, составляя, например, от примерно 150 Гц до примерно 200 Гц. Компоненты КНБК, расположенные рядом с инструментом для дробления породы 30, спроектированы так, чтобы выдерживать высокие уровни вибраций (осевых, боковых и крутильных). Изолирующая частота в 30 Гц ограничивает моды ВЧКК, связанные с ними нагрузки от крутящего момента и нагрузки от углового ускорения, действующие на блок управления направлением бурения 65 и инструмент для дробления породы 30, до нескольких выбранных мод ВЧКК. Более высокая изолирующая частота приведет к возбуждению большего количества мод ВЧКК в части КНБК ниже виброизолирующей муфты 140, что может привести к повреждению блока управления направлением бурения 65 и/или инструмента для дробления породы 30. В этом варианте осуществления нижняя часть КНБК (ниже виброизолирующей муфты 140) отсоединена (изолирована) по ВЧКК от верхней части КНБК (над виброизолирующей муфтой).[0041] In one embodiment, the placement of the
[0042] В альтернативных вариантах осуществления моды ВЧКК могут возбуждаться в части КНБК над виброизолирующей муфтой (например, при использовании долота-расширителя). В таком примере виброизолирующая муфта 140 изолирует часть КНБК ниже виброизолирующей муфты от мод ВЧКК. В КНБК с виброизолирующей муфтой, описанной в данном документе, амплитуды формы мод ВЧКК выше виброизолирующей муфты 140 (часть КНБК без возбуждения ВЧКК) сравнительно малы по сравнению с амплитудами формы мод ВЧКК ниже виброизолирующей муфты 140 (часть КНБК с возбуждением ВЧКК).[0042] In alternative embodiments, the HFCC modes may be energized in the portion of the BHA above the anti-vibration collar (eg, when using a reamer bit). In such an example, the
[0043] На ФИГ. 2А и 2 В показана геометрия эталонной КНБК (размер инструмента 4,75 дюйма) в бурильной колонне без виброизолирующей муфты и смоделированы шесть форм мод ВЧКК с соответствующими частотами (f) в диапазоне от 119,4 Гц до 357,6 Гц. Параметр Sc является индикатором вероятности возникновения формы мод ВЧКК. Амплитуды формы мод ВЧКК показывают, где проявляется энергия крутильных колебаний в секции КНБК бурильной колонны.[0043] FIG. 2A and 2B show the geometry of a reference BHA (4.75 in. tool size) in a drill string without a vibration isolation collar and simulate six HFCC modes with corresponding frequencies (f) ranging from 119.4 Hz to 357.6 Hz. The parameter S c is an indicator of the probability of occurrence of the shape of the HFCC modes. The HFCC mode shape amplitudes show where the torsional energy appears in the BHA section of the drill string.
[0044] На ФИГ. 3А и 3В показана геометрия эталонной КНБК в бурильной колонне с виброизолирующей муфтой 140, расположенной над инструментом для дробления породы 30 и блоком управления направлением бурения 65. Добавление виброизолирующей муфты 140 приводит к снижению количества мод ВЧКК в диапазоне частот от 50 Гц до 500 Гц. Имеются также другие моды на изолирующей частоте виброизолирующей муфты (30 Гц) или вблизи нее, вероятность возникновения которых высока. Однако эти моды ВЧКК с малой частотой/малой амплитудой не оказывают влияния, аналогичного модам ВЧКК с более высокими частотами/амплитудами, проявляющимися вдоль КНБК в эталонной КНБК без виброизолирующей муфты (ФИГ. 2А и 2В).[0044] FIG. 3A and 3B show the geometry of a reference BHA in a drillstring with a
[0045] Результаты моделирования, представленные на ФИГ. 2 и 3, показывают, что ВЧКК концентрируются в инструменте для дробления породы 30 и блоке управления направлением бурения 65. Над виброизолирующей муфтой 140 амплитуды формы мод ВЧКК значительно меньше по сравнению с амплитудами соответствующих амплитуд формы мод ниже виброизолирующей муфты 140. Формы мод ВЧКК, существующие в верхней части эталонной КНБК (ФИГ. 2) без виброизолирующей муфты 140, либо не возбуждаются в КНБК с виброизолирующей муфтой из-за измененной динамики кручения, либо проявляются со значительно меньшей амплитудой формы мод ВЧКК. Следовательно, инструменты для ОПП или инструменты для ЗТ, включая сложную электронику (печатные платы, керамические материалы, включая многокристальные модули (МКМ)), датчики, соединители, провода, гидравлические устройства и/или механические устройства, расположенные над виброизолирующей муфтой 140, подвергаются сниженным скручивающим динамическим нагрузкам, что приводит к более высокому качеству данных скважинных измерений (в частности, данных визуализации) и повышению надежности скважинных инструментов.[0045] The simulation results shown in FIG. 2 and 3 show that the HFCC is concentrated in the
[0046] В одном из вариантов осуществления виброизолирующая муфта 140 имеет как можно меньшую длину, чтобы удерживать инструменты для ОПП рядом с инструментом для дробления породы 30. В одном варианте осуществления виброизолирующая муфта 140, как описано в настоящем документе, может быть короче 2 м. В другом варианте осуществления виброизолирующая муфта 140 может быть короче 1,5 м. В еще одном варианте осуществления виброизолирующая муфта 140 может быть короче 1,2 м. В еще одном варианте осуществления виброизолирующая муфта 140 может быть короче 1,1 м. В еще одном варианте осуществления виброизолирующая муфта 140 может быть короче 1 м. Для достижения изолирующей характеристики виброизолирующая муфта 140 имеет небольшую жесткость на кручение (мягкость на кручение, малую жесткость на кручение) для изоляции ВЧКК. В то же время виброизолирующая муфта 140 обладает высокой жесткостью на изгиб, чтобы облегчить управляемость направленной КНБК, а именно блока управления направлением бурения.[0046] In one embodiment, the
[0047] В настоящем документе представлены различные конструкции виброизолирующей муфты 140 в различных вариантах осуществления, которые обладают механическими свойствами, которые уравновешивают мягкость на кручение и жесткость на изгиб, сохраняя при этом механические напряжения ниже допустимого предела. Механические напряжения вызываются осевыми нагрузками (нагрузкой на долото (ННД)), крутящим моментом, прикладываемым наземным оборудованием (вращением бурильной колонны), динамическим изгибом из-за искривления ствола скважины и вибрацией (поперечной, осевой, крутильной). Виброизолирующая муфта 140 может быть выполнена как единый элемент, состоящий только из одной детали, или может быть выполнена из нескольких соединенных между собой компонентов.[0047] Various designs of
[0048] Виброизолирующая муфта, выполненная как единый элемент без соединений (таких как резьба, сварные соединения или соединения других видов), менее подвержена поломкам. Современные методы производства, такие как аддитивное производство, открывают возможности для создания виброизолирующей муфты в виде единой детали сложной формы. Виброизолирующая муфта, как описано в настоящем документе, не включает в себя подшипники или другие детали, вращающиеся относительно друг друга. Отсутствие подшипников позволяет снизить износ. В описанной в настоящем документе виброизолирующей муфте не используются фрикционные поверхности или силы трения для рассеивания энергии вращения. Трение в данном контексте включает вязкостное трение (вязкую силу). Следует понимать, что виброизолирующая муфта 140 изолирует только вращение, связанное с крутильными колебаниями. Вращение (апериодическое или непрерывное вращение), прикладываемое поворотным столом или верхним приводом, передается от КНБК выше виброизолирующей муфты 140 на КНБК ниже виброизолирующей муфты. Хотя виброизолирующая муфта 140 изолирует ВЧКК, КНБК выше и ниже виброизолирующей муфты соединены с возможностью вращения.[0048] A vibration isolation sleeve made as a single element without joints (such as threads, welds, or other types of joints) is less prone to breakage. Modern manufacturing methods, such as additive manufacturing, open up opportunities to create a vibration-isolating coupling in a single piece of complex shape. The anti-vibration coupling as described herein does not include bearings or other parts that rotate relative to each other. The absence of bearings reduces wear. The anti-vibration coupling described herein does not use friction surfaces or friction forces to dissipate rotational energy. Friction in this context includes viscous friction (viscous force). It should be understood that the
[0049] Также со ссылкой на ФИГ. 4-7, виброизолирующая муфта 140 включает в себя первую часть муфты 146, образующую первый конец 147, и вторую часть муфты 148, образующую второй конец 149, соединенные виброизолирующей частью 150. Виброизолирующая часть 150 включает в себя первый конец 151 и второй конец 152. Первая часть муфты 146 включает внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность (не обозначено отдельно), образующие центральный канал 141. Вторая часть муфты 148 включает внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность (также не обозначено отдельно), образующие центральный канал 142. Первая часть муфты 146 и вторая часть муфты 148 содержат соединительный элемент (не помечен отдельно), такой как резьбовая секция (не показано), которую можно использовать для соединения с соседними инструментами. Например, первая часть муфты 146 может иметь форму муфты с внутренней конической замковой резьбой, а вторая часть муфты 148 может иметь форму муфты с наружной конической замковой резьбой. Виброизолирующая муфта 140 проходит вдоль продольной оси «L».[0049] Also with reference to FIG. 4-7, the
[0050] В альтернативном варианте осуществления муфта с наружной конической замковой резьбой может быть включена в первую часть муфты 146, а муфта с внутренней конической замковой резьбой может быть включена во вторую часть муфты 148. В одном из вариантов осуществления виброизолирующая муфта 140 представляет собой модульный инструмент, который может быть интегрирован в модульную КНБК. Как следствие, виброизолирующая муфта 140 также включает линию передачи данных и питания от части КНБК над виброизолирующей муфтой 140 к части КНБК, расположенной ниже, и наоборот, через шину питания и связи, такую как система шин питания (не показано). Шина питания и связи может включать в себя электрическое или оптическое соединение, которое проходит от первой соединительной части 146 через виброизолирующую часть 140 ко второй соединительной части 148. Соединение может быть обеспечено с помощью электрического (питание, данные) или оптического (данные) проводника или провода (также не показано).[0050] In an alternative embodiment, an external tapered locking threaded sleeve may be included in the
[0051] Первая часть муфты 146 и вторая часть муфты 148 могут включать соединитель (не показано), который взаимодействует с системой шин питания и связи забойного компонента выше и/или ниже виброизолирующей муфты 140. Соединитель, включенный в первую и/или вторую части муфты 146/148, может иметь форму кольцевого соединителя (не показано) или, в альтернативном варианте осуществления, центрального соединителя (также не показано), расположенного во внутреннем отверстии (не обозначено отдельно) забойного компонента центральном канале 141 в первой части муфты 146 и центральном канале 142 во второй части муфты 148. Проводник или провод может проходить через виброизолирующую часть 150 либо через полость, либо через канал, как описано в настоящем документе. В альтернативных вариантах осуществления также могут использоваться другие типы соединителей.[0051] The
[0052] В одном из вариантов осуществления первая часть муфты 146, вторая часть муфты 148 и виброизолирующая часть 150 выполнены как единый элемент, например, с использованием технологий аддитивного производства. В альтернативном варианте осуществления первая часть муфты 146 соединяется с первым концом 151 виброизолирующей части 150, а вторая часть муфты 148 соединяется со вторым концом 152 виброизолирующей части 150 с помощью сварки (например, сварки встык) или с помощью других соединительных элементов, включая резьбовые соединения. Виброизолирующая часть 150 включает в себя множество виброизолирующих элементов, один из которых обозначен позицией 156. Как показано на ФИГ. 3-5, каждый из виброизолирующих элементов 156 включает внешнюю поверхность 158. В зависимости от конкретной формы виброизолирующие элементы могут также иметь внутреннюю поверхность 159, образующую камеру или полость 186. Центральная опора 170 проходит через виброизолирующую муфту 140 и соединяет первую часть муфты 146 и вторую часть муфты 148. Камеры или полости расположены в кольцевой области, окружающей центральную опору 170. Центральная опора 170 включает в себя часть внешней поверхности 172 и может включать часть внутренней поверхности 174, которая образует часть центрального канала 175.[0052] In one embodiment, the first
[0053] В одном из вариантов осуществления множество соединительных элементов 180 проходят в радиальном направлении R (ФИГ. 7) от части внешней поверхности 172 центральной опоры 170 и соединяются с множеством виброизолирующих элементов 156. Термин «радиальный» относится к направлению, перпендикулярному продольной оси L виброизолирующей муфты 140. Множество виброизолирующих элементов 156 образует множество камер или полостей 186. В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 180 выполнены как единый элемент с центральной опорой 170 и соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 156. Как будет подробно описано в настоящем документе, полости 186 могут использоваться для передачи текучей среды вдоль бурильной колонны 20 или могут использоваться в качестве путей для прокладки проводников (электрических, оптических). Соединительные элементы 180, пазы 190 и виброизолирующие элементы 156 проходят более чем на половине длины виброизолирующей части 150 от первой части муфты 146 до второй части муфты 148. Пазы 190 заканчиваются частью виброизолирующей части 150, которая имеет закрытую поверхность и сплошную кольцевую часть. Сплошная кольцевая часть включает в себя первую сплошную кольцевую часть 143 и вторую сплошную кольцевую часть 144, расположенные на противоположных концах виброизолирующей части 150. Первая сплошная кольцевая часть 143 окружает центральный канал 141, а вторая сплошная кольцевая часть 144 окружает центральный канал 142.[0053] In one embodiment, a plurality of connecting
[0054] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления виброизолирующая часть 150 включает в себя множество пазов или прорезей 190, которые разделяют и образуют множество виброизолирующих элементов 156. Пазы 190 проходят между первой частью муфты 146 и второй частью муфты 148. Каждый из множества пазов 190 включает в себя первую концевую часть 193 и вторую противоположную концевую часть 194. Первая концевая часть 193 расположена на расстоянии от первой концевой части 147, образуемой первой частью муфты 146, а вторая концевая часть 194 находится на расстоянии от второй концевой части 149, образуемой второй частью муфты 148. Первая концевая часть 193 расположена ближе к первой части муфты 146, чем ко второй части муфты 148, а вторая концевая часть 194 расположена ближе ко второй части муфты 148, чем к первой части муфты 146. Первая концевая часть 193 заканчивается на первой сплошной кольцевой части 143, а вторая концевая часть 194 заканчивается на второй сплошной кольцевой концевой части 144.[0054] In accordance with an exemplary embodiment, the
[0055] Пазы или прорези 190 по существу параллельны продольной оси L виброизолирующей муфты 140. Виброизолирующие элементы 156 проходят по длине виброизолирующей части 150 от первой части муфты 146 до второй части муфты 148. Виброизолирующие элементы 156 проходят в окружном направлении С (ФИГ. 7) (перпендикулярно продольной оси L) между соседними (смежными) пазами 190. Следует понимать, что при таком расположении множество пазов 190 не проходят по всей длине виброизолирующей части 140. Количество пазов может варьироваться.[0055] The slots or
[0056] Первая концевая часть 193 и вторая концевая часть 194 множества пазов 190 включают в себя зону перехода к сплошной кольцевой части виброизолирующей части 150. Первая концевая часть 193 включает в себя первую зону перехода 153 к первой сплошной кольцевой части 143, а вторая концевая часть 194 включает вторую зону перехода 154 ко второй сплошной кольцевой части 144. Каждая из первой зоны перехода и второй зоны перехода включает плавный переход к первой и второй сплошным кольцевым частям 143 и 144. Плавный переход включает по крайней мере один радиус. В вариантах осуществления зона перехода может включать трехцентровую кривую или трехцентровую арку. Множество виброизолирующих элементов 156 включают зону перехода к сплошной кольцевой части виброизолирующей части 150. Зона перехода от множества виброизолирующих элементов 156 к сплошной кольцевой части включает в себя плавный переход, включающий по меньшей мере один радиус, трехцентровую кривую или трехцентровую арку. Множество соединительных элементов 180 включают зону перехода к центральной опоре 170 виброизолирующей части 150. Зона перехода от множества соединительных элементов 180 к центральной опоре 170 включает в себя плавный переход, включающий по меньшей мере один радиус, трехцентровую кривую или трехцентровую арку.[0056] The
[0057] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления крутящий момент на первой части муфты 146 передается через виброизолирующую часть 150 во вторую часть муфты 148. Множество пазов 190 позволяют первой части муфты 146 вращаться при кручении относительно второй части муфты 148 вокруг продольной оси L виброизолирующей муфты 140. Множество пазов 190 обеспечивают вращение вокруг продольной оси L за счет упругого изгибания или деформации множества виброизолирующих элементов 156 и кручения центральной опоры 170. Изгиб множества виброизолирующих элементов представляет собой изгиб, по существу являющийся перпендикулярным продольной оси L виброизолирующей муфты 140. Наличие множества пазов снижает жесткость на кручение виброизолирующей части 150.[0057] In accordance with an illustrative embodiment, the torque on the first
[0058] В одном из вариантов осуществления первая и вторая части муфты 146 и 148, виброизолирующая часть 150, включая центральную опору, соединительные элементы 180 и множество виброизолирующих элементов 156 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты 146 относительно второй части муфты 148 и вращение при кручении (колебание) виброизолирующей части 150 вокруг продольной оси L виброизолирующей муфты изолирует ВЧКК, производимое инструментом для дробления породы 30 под виброизолирующей муфтой 140, от части КНБК над виброизолирующей муфтой 140. Инструмент для дробления породы 30 расположен под виброизолирующей муфтой 140 и находится ближе ко второй части муфты 148, чем к первой части муфты 146. Крутильные колебания происходят на частоте ВЧКК, возбуждаемой в инструменте для дробления породы 30 вследствие усилия резания. Амплитуда крутильных колебаний (перпендикулярно продольной оси L) уменьшается вдоль виброизолирующей части 150. В идеальном случае колебаний на первой части муфты 146 больше не наблюдается. Таким образом ВЧКК изолируются от первой части муфты 146 с помощью виброизолирующей части 150.[0058] In one embodiment, the first and
[0059] Изоляция крутильных колебаний между второй частью муфты 148 и первой частью муфты 146 достигается за счет мягкости на кручение виброизолирующей части 150, которая позволяет второй части муфты 148 вращаться относительно первой части муфты 146. В вариантах осуществления крутящий момент возникает на первой части муфты 146. Это может произойти, когда точка образования ВЧКК находится ближе к первой части муфты 146, чем ко второй части муфты 148, например, при использовании долота-расширителя, расположенного над виброизолирующей муфтой 140. В иллюстративном варианте осуществления инструмент для дробления породы 30 расположен ниже по стволу скважины относительно виброизолирующей муфты 140. Первая часть муфты 146 расположена выше по стволу скважины, а вторая часть муфты 148 расположена ниже по стволу скважины. В иллюстративном аспекте первая часть муфты 146 представляет собой конец виброизолирующей муфты 140, который расположен ближе к поверхности. Требуемая мягкость на кручение или гибкость виброизолирующей части 150 для достижения желаемой изоляции от ВЧКК части КНБК над виброизолирующей муфтой достигается за счет формирования виброизолирующей части 150 с использованием оптимизированной конфигурации.[0059] Torsional isolation between the second
[0060] Жесткость на кручение рассчитывается по уравнению:[0060] Torsional stiffness is calculated by the equation:
Т=G * IT T=G * I T
где Т - жесткость на кручение, G - модуль сдвига, а IT - момент кручения инерции, связанный с осью вращения (продольной осью L).where T is the torsional stiffness, G is the shear modulus, and I T is the torsional moment of inertia associated with the axis of rotation (longitudinal axis L).
[0061] С помощью моделирования методом КЭ форма центральной опоры 170, соединительных элементов 180 и виброизолирующих элементов 156 регулируется для достижения момента кручения инерции 1 т, что позволяет достичь малой жесткости на кручение Т, и в то же время (i) сохранить требуемую жесткость на изгиб и (ii) не допустить превышения требуемой осевой длины виброизолирующей муфты 140 (обычно составляет 1 м). Небольшой момент кручения инерции 1 т приводит к малой жесткости на кручение Т.[0061] Using FE simulation, the shape of the
[0062] Размещение виброизолирующих элементов 156 вдоль продольной оси L и размещение виброизолирующих элементов в окружном направлении С виброизолирующей муфты 140 позволяет достичь высокой жесткости на изгиб.[0062] Placing the
[0063] В одном из вариантов осуществления первая часть муфты 146 и вторая часть муфты 148 могут быть изготовлены из того же материала, что и виброизолирующая часть 150. В другом варианте осуществления первая часть муфты 146 и вторая часть муфты 148 могут быть выполнены из разных материалов. Пазы 190 служат для достижения выбранной мягкости на кручение за счет сохранения жесткости на изгиб. Жесткость на изгиб обеспечивается ориентацией пазов 190, по существу, параллельной продольной оси L. Пазы размещены для достижения вращательно-симметричной конфигурации, обеспечивающей равномерную жесткость на изгиб в любой ориентации изгиба и исключающей искривление материала при крутильных движениях. Распределение массы виброизолирующей части 150 в окружном направлении симметрично вращению за счет вращения вокруг продольной оси L.[0063] In one embodiment, the
[0064] Для достижения равномерного изгибания используются пазы в количестве 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 или более 10. Кроме того, форма виброизолирующих элементов 156 должна удовлетворять требованиям симметрии, чтобы избежать дисбаланса масс в виброизолирующей части 150 по отношению к вращению вокруг продольной оси L и поддерживать ее жесткость на изгиб (главным образом протяженность по окружности виброизолирующих элементов 156). Ширина пазов регулируется для обеспечения определенных углов скручивания а (ФИГ. 5) виброизолирующей части 150 до того, как пазы закроются и воспрепятствуют дальнейшему скручиванию.[0064] 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, or more than 10 slots are used to achieve uniform bending.
[0065] Закрытие пазов при крутильных колебаниях приводит к блокировке виброизолирующей части 150. При выборе ширины пазов в виброизолирующей муфте предусматривается определенный ограничитель угла скручивания а или амплитуды крутильных колебаний. Пазы проходят по длине виброизолирующей части 150 параллельно продольной оси L и вдоль по меньшей мере 50%, 70%, 80%, 90%, 95% или 99% общей длины виброизолирующей муфты 140.[0065] Closing the slots during torsional vibrations results in blocking of the
[0066] На ФИГ. 8 показана виброизолирующая муфта 200 в соответствии с другим аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 200 включает в себя виброизолирующую часть 202, образованную множеством виброизолирующих элементов, один из которых обозначен позицией 204. Каждый из множества виброизолирующих элементов 204 включает в себя внешнюю поверхность 206 и внутреннюю поверхность 208. Виброизолирующая муфта 200 включает в себя центральную опору 210, имеющую часть внешней поверхности 212, и может включать часть внутренней поверхности 214, образующую часть центрального канала 216.[0066] FIG. 8 shows a
[0067] В одном из вариантов осуществления виброизолирующая часть 202 включает в себя множество соединительных элементов 218, которые проходят от части внешней поверхности 212 центральной опоры 210 и соединяются с соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 204. Протяженность по окружности (не обозначено отдельно) соединительного элемента 218 меньше, чем протяженность по окружности (также не обозначено отдельно) виброизолирующего элемента 204, ведущая к множеству камер или полостей в кольцевой области виброизолирующей части 202, одна из которых указана на позиции 220. В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 218 выполнены как единый элемент с центральной опорой 210 и соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 204.[0067] In one embodiment, the
[0068] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления виброизолирующая муфта 200 включает в себя первое множество пазов или прорезей, одна из которых обозначена позицией 224, и второе множество пазов или прорезей, одна из которых обозначена позицией 226. Первое множество пазов 224 имеет первую ширину, а второе множество пазов 226 имеет вторую ширину, которая больше первой ширины. Следует понимать, что первое множество пазов 224 и второе множество пазов 226 не проходят по всей длине виброизолирующей части 202.[0068] In accordance with an illustrative embodiment, the
[0069] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления крутящий момент, поступающий на первую часть муфты (не показано) виброизолирующей муфты 200, передается на вторую часть муфты (также не показано). Виброизолирующая часть 202 позволяет первой части муфты вращаться при кручении относительно второй части муфты за счет упругого кручения центральной опоры 210 и изгиба или деформации множества соединительных элементов 218. В одном из вариантов осуществления первая и вторая части муфты вместе с каждым из множества виброизолирующих элементов 204, соединительных элементов 218 и центральной опоры 210 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты относительно второй части муфты, которому способствует мягкость на кручение виброизолирующей части 202, уменьшает ВЧКК, создаваемые инструментом для дробления породы 30.[0069] According to an exemplary embodiment, the torque supplied to the first clutch part (not shown) of the
[0070] На ФИГ. 9 показана виброизолирующая муфта 228 в соответствии с другим аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 228 включает в себя виброизолирующую часть 230, содержащую множество виброизолирующих элементов, один из которых обозначен позицией 231. Каждый из множества виброизолирующих элементов 231 включает в себя внешнюю поверхность 237 и внутреннюю поверхность 238. Центральная опора 240 проходит через виброизолирующую муфту 228 и включает в себя часть внешней поверхности 241 и сплошное поперечное сечение (не обозначено отдельно). Высокая прочность центральной опоры положительно влияет на изолирующую способность изолятора.[0070] FIG. 9 shows a
[0071] В одном из вариантов осуществления множество соединительных элементов, один из которых показан позицией 243, отходит от части внешней поверхности 241 центральной опоры 240 и соединяется с соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 231, образующих множество кольцевых камер или полостей 233. В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 243 может быть выполнено как единый элемент с центральной опорой 240 и соответствующими элементами из множества вибро изолирующих элементов 231. Протяженность по окружности (не обозначено отдельно) соединительного элемента 243 меньше, чем протяженность по окружности виброизолирующих элементов 231, ведущих к множеству кольцевых камер или полостей 233 в кольцевой области виброизолирующей части 228.[0071] In one embodiment, a plurality of connecting elements, one of which is shown at 243, extends from a portion of the
[0072] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления виброизолирующая часть 230 включает в себя множество пазов или прорезей 244, которые разделяют и образуют множество виброизолирующих элементов 231 и способствуют вращению при кручении виброизолирующей муфты 228 способом, аналогичным описанному в настоящем документе. Следует понимать, что множество пазов не проходят по всей длине виброизолирующей части 230.[0072] In accordance with an exemplary embodiment, the
[0073] В одном из вариантов осуществления один или несколько из множества виброизолирующих элементов 231 могут включать канал 252. Канал 252 может проходить в соответствующие соединительные элементы из множества соединительных элементов 243. Количество, геометрия и расположение каналов 252 могут варьироваться. Канал(ы) 252 облегчают прохождение потока жидкости через виброизолирующую муфту 228. Канал(ы) 252 могут также содержать проводник. Жидкость может иметь вид бурового раствора, который проходит к инструменту для дробления породы 30. Буровой раствор может проходить через гидравлический забойный двигатель (не показано) для придания движущей силы инструменту для дробления породы 30. Проводник может передавать данные, питание и управляющие сигналы внутри КНБК от одного забойного компонента к другому забойному компоненту, например, между забойными/подземными приборами, устройствами, датчиками и т.п.[0073] In one embodiment, one or more of the plurality of
[0074] Аналогично описанному в настоящем документе, крутящий момент, поступающий на первую часть муфты (не показано) виброизолирующей муфты 228, передается на вторую часть муфты (также не показано). Множество пазов 244 позволяют первой части муфты вращаться при кручении относительно второй части муфты за счет упругого изгибания или деформации множества соединительных элементов 243 и кручения центральной опоры способом, подобным описанному в настоящем документе. В одном из вариантов осуществления центральная опора 240 вместе с множеством виброизолирующих элементов 231 и соединительных элементов 243 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты относительно второй части муфты, которому способствует мягкость на кручение виброизолирующей части 230, уменьшает ВЧКК, создаваемые инструментом для дробления породы 30.[0074] As described herein, the torque applied to the first clutch part (not shown) of the
[0075] На ФИГ. 10 показана виброизолирующая муфта 300 в соответствии с другим аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 300 включает в себя виброизолирующую часть 304, содержащую множество виброизолирующих элементов 306. Каждый из множества виброизолирующих элементов 306 включает в себя внешнюю поверхность 314 и внутреннюю поверхность 316. Центральная опора 320 проходит через виброизолирующую муфту 300. Центральная опора 320 включает часть внешней поверхности 322 и сплошное поперечное сечение (не обозначено отдельно).[0075] FIG. 10 shows a
[0076] В одном из вариантов осуществления множество соединительных элементов, один из которых показан позицией 324, проходят от части внешней поверхности 322 центральной опоры 320 и соединяются с соответствующим одним из множества виброизолирующих элементов 306, образующих множество камер или полостей (не обозначено отдельно). В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 324 выполнены как единый элемент с центральной опорой 320 и соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 306.[0076] In one embodiment, a plurality of connecting elements, one of which is shown at 324, extend from a portion of the
[0077] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления виброизолирующая часть 304 включает в себя множество пазов или прорезей, одна из которых обозначена позицией 328, которые способствуют вращению при кручении первой части муфты (не показано) относительно второй части муфты (также не показано) способом, аналогичным описанному в настоящем документе. Следует понимать, что множество пазов не проходят по всей длине виброизолирующей части 304. Также следует понимать, что количество пазов может варьироваться.[0077] In accordance with an illustrative embodiment, the
[0078] В одном из вариантов осуществления один или несколько из множества соединительных элементов 324 могут включать в себя канал 330, который облегчает прохождение потока жидкости через виброизолирующую муфту 300. В канале 330 также может размещаться проводник. Жидкость может иметь вид бурового раствора, который проходит к инструменту для дробления породы 30. Буровой раствор может проходить через гидравлический забойный двигатель (не показано) для придания движущей силы инструменту для дробления породы 30. Проводник может передавать управляющие сигналы между, например, наземным блоком управления 80 и скважинными/подземными инструментами, устройствами, датчиками и т.п.[0078] In one embodiment, one or more of the plurality of
[0079] Аналогично описанному в настоящем документе, крутящий момент, поступающий на первую часть муфты (не показано) виброизолирующей муфты 300, передается на вторую часть муфты (также не показано). Множество пазов 328 позволяют первой части муфты вращаться при кручении относительно второй части муфты за счет упругого изгибания или деформации множества соединительных элементов 324 и кручения центральной опоры 320. В одном из вариантов осуществления центральная опора 320 вместе с множеством виброизолирующих элементов 306 и соединительных элементов 324 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты относительно второй части муфты, которому способствует мягкость на кручение виброизолирующей части 304, уменьшает ВЧКК, создаваемые инструментом для дробления породы 30.[0079] As described herein, the torque applied to the first clutch part (not shown) of the
[0080] На ФИГ. 11 показана виброизолирующая муфта 350 в соответствии с другим аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 350 включает в себя виброизолирующую часть 352, включающую в себя множество виброизолирующих элементов, один из которых обозначен позицией 354. Каждый из множества виброизолирующих элементов 354 включает в себя внешнюю поверхность 362 и внутреннюю поверхность 364. Центральная опора 368 проходит через центральное отверстие. Центральная опора 368 включает часть внешней поверхности 372 и центральный канал 374.[0080] FIG. 11 shows a
[0081] В одном из вариантов осуществления множество соединительных элементов, один из которых обозначен позицией 376, отходит от части внешней поверхности 372 центральной опоры 368 и соединяется с соответствующим одним из множества виброизолирующих элементов 354, образующих множество камер или полостей (не обозначено отдельно). В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 376 выполнены как единый элемент с центральной опорой 368 и соответствующими элементами из множества виброизолирующих элементов 354.[0081] In one embodiment, a plurality of connecting elements, one of which is designated 376, extends from a portion of the
[0082] В соответствии с иллюстративным вариантом осуществления виброизолирующая часть 352 включает в себя множество пазов или прорезей, одна из которых обозначена позицией 390, которые способствуют вращению при кручении первой части муфты (не показано) относительно второй части муфты (также не показано) способом, аналогичным описанному в настоящем документе. Следует понимать, что множество пазов 390 не проходят по всей длине виброизолирующей части 352. Кроме того, следует понимать, что количество пазов 390 может варьироваться.[0082] In accordance with an exemplary embodiment, the
[0083] В иллюстративном варианте осуществления каждый из множества виброизолирующих элементов 354 включает в себя первую секцию 392, проходящую наружу от одного из множества соединительных элементов 376 в первом окружном направлении С (ФИГ. 7), и вторую секцию 394, проходящую наружу от одного из множества соединительных элементов 376 во втором окружном направлении. В иллюстративном аспекте вторая секция 394 смещена радиально внутрь относительно первой секции 392. Термин «радиально внутрь» относится к радиальному направлению R (ФИГ. 7). В другом иллюстративном аспекте первая секция 392, отходящая от одного из множества соединительных элементов 376, перекрывается второй секцией 394, отходящей от соседнего одного из множества соединительных элементов 376. Термин «соседний» или «смежный» по отношению к соединительному элементу, виброизолирующему элементу или пазу относится к соседнему соединительному элементу, виброизолирующему элементу или пазу.[0083] In an exemplary embodiment, each of the plurality of
[0084] Аналогично описанному в настоящем документе, крутящий момент на первой части муфты (не показано) передается на вторую часть муфты (также не показано). Множество пазов 390 позволяют первой части муфты вращаться при кручении относительно второй части муфты за счет упругого изгибания или деформации множества соединительных элементов 376 способом, аналогичным описанному в настоящем документе. В одном из вариантов осуществления центральная опора 368, каждый из множества виброизолирующих элементов 354 вместе с множеством соединительных элементов 376 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты относительно второй части муфты, которому способствует мягкость на кручение виброизолирующей части 352, уменьшает ВЧКК, создаваемые инструментом для дробления породы 30.[0084] As described herein, the torque on the first clutch part (not shown) is transmitted to the second clutch part (also not shown). The plurality of
[0085] На ФИГ. 12 показана виброизолирующая муфта 400 в соответствии с другим аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 400 включает в себя виброизолирующую часть 406, имеющую множество виброизолирующих элементов 407, отделенных друг от друга множеством пазов, один из которых обозначен позицией 408. Следует понимать, что множество пазов 408 не проходят по всей длине виброизолирующей части 406. Кроме того, количество пазов 408 может варьироваться. Каждый из множества виброизолирующих элементов 407 включает в себя внешнюю поверхность 420 и внутреннюю поверхность 422, образующие полость (не обозначено отдельно). Центральная опора 409 расположена в центральном отверстии и включает в себя часть внешней поверхности 432 и сплошное поперечное сечение (не обозначено отдельно).[0085] FIG. 12 shows a
[0086] В одном из вариантов осуществления множество соединительных элементов 440 отходят от части внешней поверхности 432 центральной опоры 409 и соединяются с соответствующим одним из множества виброизолирующих элементов 407, образующих множество камер или полостей 448. В иллюстративном аспекте множество соединительных элементов 440 выполнены как единый элемент с соответствующим одним из множества виброизолирующих элементов 407 и центральной опорой 409.[0086] In one embodiment, a plurality of
[0087] В иллюстративном варианте осуществления трубопровод 460 проходит через одну или несколько из множества полостей 448. Трубопровод 460 может облегчать прохождение потока жидкости или проводников через виброизолирующую муфту 400. Жидкость может иметь вид бурового раствора, который проходит к инструменту для дробления породы 30. Буровой раствор может проходить через гидравлический забойный двигатель (не показано) для придания движущей силы инструменту для дробления породы 30. Проводник может передавать управляющие сигналы между, например, наземным блоком управления 80 и скважинными/подземными инструментами, устройствами, датчиками и т.п.[0087] In an exemplary embodiment,
[0088] Аналогично описанному в настоящем документе, крутящий момент на первой муфте (не показано) виброизолирующей муфты 400 передается второй муфте (также не обозначено отдельно). Множество пазов 408 позволяют первой части муфты вращаться при кручении относительно второй части муфты за счет упругого изгибания или деформации множества соединительных элементов 440 и кручения центральной опоры 409. В одном из вариантов осуществления множество виброизолирующих элементов 407, центральная опора 409 вместе с множеством соединительных элементов 440 выполнены как единый элемент. Вращение при кручении первой части муфты относительно второй части муфты, которому способствует мягкость на кручение виброизолирующей части 406, уменьшает ВЧКК, создаваемые инструментом для дробления породы 30.[0088] As described herein, the torque on the first clutch (not shown) of the
[0089] Далее ссылка будет указывать на ФИГ. 13 при описании виброизолирующей муфты 500 в соответствии с еще одним аспектом иллюстративного варианта осуществления. Виброизолирующая муфта 500 включает в себя первую часть муфты 504, которая проходит ко второй части муфты (не показано) через виброизолирующую часть 510. Виброизолирующая часть 510 включает в себя множество виброизолирующих элементов, один из которых обозначен позицией 520 и отделен от другого множеством пазов, один из которых обозначен позицией 525. Следует понимать, что множество пазов 525 не проходят по всей длине виброизолирующей части 510. Кроме того, количество пазов 525 может варьироваться. Первая часть муфты 504 и вторая часть муфты (не показано) не имеют пазов. Часть первой части муфты и часть второй части муфты, не содержащие пазов, имеют закрытую внешнюю поверхность и могут содержать твердую кольцевую часть, окружающую центральный канал внутри первой и второй частей муфты. Каждая из первой части муфты 504 и второй части муфты (не показано) включает канал для передачи текучей среды.[0089] Reference will now be made to FIG. 13 in describing a
[0090] Каждый из множества виброизолирующих элементов 520 включает в себя внешнюю поверхность 530 и внутреннюю поверхность 532, образующие кольцевую полость 526. Трубопровод 540, также называемый обсадной колонной, проходит через кольцевую полость. В одном из вариантов осуществления трубопровод 540 может располагаться на расстоянии от внутренней поверхности 532. Обсадная колонна 540 может способствовать прохождению текучей среды через виброизолирующую муфту 500 и соединяться с центральным каналом в первой и второй частях соединительного элемента. Жидкость может иметь вид бурового раствора, который проходит к инструменту для дробления породы 30. Буровой раствор может проходить через гидравлический забойный двигатель (не показано) для придания движущей силы инструменту для дробления породы 30. Кроме того, один или несколько из множества виброизолирующих элементов 520 могут включать в себя канал 550, который содержит один или несколько проводников, по которым могут передаваться управляющие сигналы между, например, наземным блоком управления 80 и скважинными/подземными инструментами, устройствами, датчиками и т.п.Обсадная колонна 540, множество виброизолирующих элементов 520 и сплошная кольцевая часть могут быть выполнены как единый элемент. Моделирование методом конечных элементов (моделирование КЭ, моделирование методом КЭ) может использоваться для моделирования виброизолирующих муфт с различными свойствами материала, размерами и формами различных частей виброизолирующей муфты 140 (например, количества, размера и формы виброизолирующих элементов или количества, длины и ширины пазов или конфигурации центральной опоры) для оптимизации и точной настройки отношения жесткости на изгиб к жесткости на кручение (ЖИ/ЖК) до максимально возможного значения, например, более 15.[0090] Each of the plurality of
[0091] Ниже приведены некоторые варианты осуществления вышеприведенного описания.[0091] The following are some embodiments of the above description.
[0092] Вариант 1 осуществления. Виброизолирующая муфта для снижения высокочастотных крутильных колебаний в бурильной колонне, содержащая: первую часть муфты, включающую внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность; вторую часть муфты, включающую в себя внешнюю поверхность и часть внутренней поверхности; и виброизолирующую часть, проходящую между первой частью муфты и второй частью муфты, при этом виброизолирующая часть включает в себя первую сплошную кольцевую часть, образующую первый конец виброизолирующей части, и вторую сплошную кольцевую часть, образующую второй конец виброизолирующей части, виброизолирующая часть включает в себя множество пазов, проходящих от первой сплошной кольцевой части ко второй сплошной кольцевой части, образующих множество виброизолирующих элементов, каждый из множества виброизолирующих элементов отсоединен от соседних элементов из множества виброизолирующих элементов с помощью соответствующего одного из множества пазов, при этом множество виброизолирующих элементов обеспечивают возможность вращения при кручении первой части муфты относительно второй части муфты.[0092]
[0093] Вариант осуществления 2. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, дополнительно содержащая: центральную опору, при этом каждый из множества виброизолирующих элементов соединен с центральной опорой через соответствующий один из множества соединительных элементов.[0093]
[0094] Вариант осуществления 3. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом центральная опора включает в себя центральный канал.[0094]
[0095] Вариант осуществления 4. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом центральная опора включает часть внешней поверхности и сплошное поперечное сечение.[0095] Embodiment 4. A vibration isolation sleeve according to any of the preceding embodiments, wherein the center support includes an outer surface portion and a solid cross section.
[0096] Вариант осуществления 5. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом каждый из множества виброизолирующих элементов, соединительных элементов и центральной опоры выполнен как единый элемент.[0096]
[0097] Вариант осуществления 6. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом один из по меньшей мере одного из множества виброизолирующих элементов и по меньшей мере один из множества соединительных элементов включает в себя канал, при этом канал проходит от первой части муфты и второй части муфты.[0097] Embodiment 6. The anti-vibration coupling according to any of the preceding embodiments, wherein one of at least one of the plurality of anti-vibration elements and at least one of the plurality of connecting elements includes a channel, the channel extending from the first a clutch part and a second clutch part.
[0098] Вариант осуществления 7. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом первая часть муфты и вторая часть муфты содержат резьбовую часть.[0098] Embodiment 7. The anti-vibration coupling according to any of the preceding embodiments, wherein the first coupling portion and the second coupling portion comprise a threaded portion.
[0099] Вариант осуществления 8. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом виброизолирующая муфта включает в себя продольную ось и множество пазов, проходящих по существу параллельно продольной оси.[0099] Embodiment 8. The anti-vibration sleeve according to any of the preceding embodiments, wherein the anti-vibration sleeve includes a longitudinal axis and a plurality of slots extending substantially parallel to the longitudinal axis.
[0100] Вариант осуществления 9. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, дополнительно содержащая множество полостей, образованных между соседними полостями множества соединительных элементов.[0100] Embodiment 9. The anti-vibration coupling according to any of the preceding embodiments, further comprising a plurality of cavities formed between adjacent cavities of the plurality of connecting members.
[0101] Вариант осуществления 10. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, дополнительно содержащая трубопровод, расположенный по меньшей мере в одной из множества полостей, при этом трубопровод проходит через виброизолирующую муфту.[0101]
[0102] Вариант осуществления 11. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом каждый из множества виброизолирующих элементов включает в себя первую секцию, которая проходит наружу от одного из множества соединительных элементов в первом направлении, и вторую секцию, которая проходит наружу от одного из множество соединительных элементов во втором направлении.[0102]
[0103] Вариант осуществления 12. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом вторая секция смещена радиально внутрь относительно первой секции.[0103]
[0104] Вариант осуществления 13. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом виброизолирующая часть выполнена как единый элемент из различных материалов.[0104] Embodiment 13. The anti-vibration sleeve according to any of the preceding embodiments, wherein the anti-vibration portion is formed as a single member of various materials.
[0105] Вариант осуществления 14. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом каждый из множества виброизолирующих элементов включает в себя внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, при этом внутренняя поверхность каждого из множества виброизолирующих элементов образует кольцевую полость.[0105]
[0106] Вариант осуществления 15. Виброизолирующая муфта в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, дополнительно содержащая: обсадную колонну, проходящую через кольцевую полость, при этом обсадная колонна расположена на расстоянии от внутренней поверхности виброизолирующих элементов, и обсадная колонна включает канал для жидкости.[0106] Embodiment 15. The anti-vibration collar according to any of the preceding embodiments, further comprising: a casing extending through the annulus, the casing being spaced from an inner surface of the anti-vibration elements, and the casing including a fluid passage.
[0107] Вариант осуществления 16. Виброизолирующая муфта по п. 1, при этом виброизолирующая часть выполнена как единый элемент с первой частью муфты и второй частью муфты.[0107] Embodiment 16. The anti-vibration coupling of
[0108] Вариант осуществления 17. Способ изоляции высокочастотных крутильных колебаний от одной части бурильной колонны, соединенной с другой частью бурильной колонны, посредством виброизолирующей муфты, имеющей первую часть муфты, соединенную со второй частью муфты, посредством виброизолирующей части, имеющей множество пазов, образующих множество виброизолирующих элементов, при этом способ включает: введение крутильных колебаний в первую часть муфты; и изоляцию крутильных колебаний от второй части муфты за счет крутильных колебаний виброизолирующей части.[0108] Embodiment 17. A method of isolating high-frequency torsional vibrations from one part of the drill string connected to another part of the drill string, by means of a vibration isolating sleeve having a first part of the sleeve connected to the second part of the sleeve, by means of a vibration isolating part having a plurality of slots forming a plurality of anti-vibration elements, the method includes: introducing torsional vibrations into the first part of the clutch; and isolation of torsional vibrations from the second part of the coupling due to torsional vibrations of the vibration isolating part.
[0109] Вариант осуществления 18. Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом крутильные колебания виброизолирующей части включают в себя упругое изгибание множества виброизолирующих элементов.[0109] Embodiment 18. The method according to any of the preceding embodiments, wherein the torsional vibration of the vibration isolating portion includes elastic bending of the plurality of vibration isolating members.
[0110] Вариант осуществления 19. Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, дополнительно включающий: прохождение текучей среды из первой части муфты через вторую часть муфты.[0110] Embodiment 19. The method according to any of the preceding embodiments, further comprising: passing fluid from the first sleeve portion through the second sleeve portion.
[0111] Вариант осуществления 20. Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом прохождение текучей среды включает направление текучей среды через центральный канал, проходящий через виброизолирующую часть.[0111]
[0112] Вариант осуществления 21. Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов осуществления, при этом множество виброизолирующих элементов соединено с центральной опорой посредством множества соединительных элементов, и при этом каждый из множества виброизолирующих элементов, соединительных элементов и центральной опоры выполнен как единый элемент.[0112] Embodiment 21. The method according to any of the preceding embodiments, wherein the plurality of anti-vibration elements are connected to the central support via a plurality of connecting elements, and wherein each of the plurality of anti-vibration elements, the connecting elements and the central support is made as a single element.
[0113] Использование форм единственного и множественного числа и аналогичных отсылок в контексте описания изобретения (особенно в контексте представленной ниже формулы изобретения) следует понимать как охватывающее как единственное, так и множественное число, если в настоящем документе не указано иное или если это явно не противоречит контексту. Дополнительно следует отметить, что термины «первый», «второй» и т.п. в настоящем документе не означают какой-либо порядок, количество или важность, а использованы для различения одного элемента от другого.[0113] The use of singular and plural forms and similar references in the context of the description of the invention (especially in the context of the following claims) should be understood as covering both the singular and the plural, unless otherwise indicated herein or unless this is clearly contradicted context. Additionally, it should be noted that the terms "first", "second", etc. in this document do not indicate any order, quantity or importance, but are used to distinguish one element from another.
[0114] Термины «приблизительно» и «по существу» подразумевают включение степени погрешности, связанной с измерением конкретного количества, для оборудования, доступного во время подачи настоящей заявки. Например, термин «приблизительно» и/или «по существу» может включать диапазон ±8%, или 5%, или 2% от заданного значения.[0114] The terms "approximately" and "substantially" are intended to include the degree of error associated with measuring a particular quantity for equipment available at the time of filing this application. For example, the term "approximately" and/or "substantially" may include a range of ±8%, or 5%, or 2% of a given value.
[0115] Идеи, представленные в настоящем описании, могут быть использованы во множестве разнообразных операций на скважине. Эти операции могут включать использование одного или более средств для обработки при обработке пласта, флюидов, находящихся в пласте, ствола скважины и/или оборудования в стволе скважины, такого как эксплуатационная насосно-компрессорная труба. Средства для обработки могут быть представлены в форме жидкостей, газов, твердых веществ, полутвердых веществ и их смесей. Примеры средств обработки включают, без ограничений, гидроразрывные флюиды, кислоты, пар, воду, солевой раствор, антикоррозионные средства, цемент, модификаторы проницаемости, буровые растворы, эмульгаторы, деэмульгаторы, индикаторы, противотурбулентные присадки и т.п. Примеры операций на скважине включают без ограничений гидравлический разрыв пласта, интенсификацию, введение индикаторов, очистку, кислотную обработку, нагнетание пара, заводнение, цементирование и т.п.[0115] The ideas presented herein can be used in a wide variety of well operations. These operations may include the use of one or more treatment means to treat the formation, the fluids in the formation, the wellbore, and/or equipment in the wellbore, such as production tubing. Treatment agents may be in the form of liquids, gases, solids, semi-solids and mixtures thereof. Examples of treatment agents include, without limitation, fracturing fluids, acids, steam, water, brine, anti-corrosion agents, cement, permeability modifiers, drilling fluids, emulsifiers, demulsifiers, indicators, anti-turbulence additives, and the like. Examples of well operations include, but are not limited to, hydraulic fracturing, stimulation, tracer injection, cleanup, acidizing, steam injection, flooding, cementing, and the like.
[0116] Хотя в настоящем описании изобретения приведены ссылки на пример осуществления или варианты осуществления, специалистам в данной области будет понятно, что допускается внесение различных изменений и замена отдельных элементов на эквивалентные без отступления от объема изобретения. Кроме того, допускается внесение множества модификаций для адаптации идей изобретения к конкретной ситуации или материалу без отступления от его существенного объема. Таким образом, предполагается, что изобретение не ограничивается конкретным вариантом осуществления, описанным как лучший способ реализации, предусмотренный для осуществления настоящего изобретения, но предполагается, что изобретение включает в себя все варианты осуществления, входящие в объем формулы изобретения. Кроме того, в графических материалах и описании представлены примеры осуществления изобретения, и, хотя могли быть использованы конкретные термины, если не указано иное, их используют только в общем и описательном смысле, а не в целях ограничения, и это не ограничивает объем изобретения.[0116] While reference is made herein to an exemplary embodiment or embodiments, those skilled in the art will appreciate that various changes and substitutions of equivalent elements may be made without departing from the scope of the invention. In addition, many modifications may be made to adapt the ideas of the invention to a particular situation or material without departing from its essential scope. Thus, the invention is not intended to be limited to the specific embodiment described as the best mode of implementation provided for carrying out the present invention, but the invention is intended to include all embodiments falling within the scope of the claims. In addition, the drawings and description present exemplary embodiments of the invention, and although specific terms may be used unless otherwise indicated, they are used only in a general and descriptive sense, and not for the purpose of limitation, and this does not limit the scope of the invention.
Claims (20)
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US62/899,354 | 2019-09-12 | ||
US62/899,331 | 2019-09-12 | ||
US62/899,291 | 2019-09-12 | ||
US62/899,332 | 2019-09-12 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2792052C1 true RU2792052C1 (en) | 2023-03-16 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU78729A1 (en) * | 1949-04-21 | 1949-11-30 | А.Л. Ильский | Shock absorber for drill pipe and rods |
US2953351A (en) * | 1957-08-26 | 1960-09-20 | Bodine | Mass vibration absorber for sonic oil well drill |
US3610347A (en) * | 1969-06-02 | 1971-10-05 | Nick D Diamantides | Vibratory drill apparatus |
US4428443A (en) * | 1981-09-21 | 1984-01-31 | Stability Drilling Systems, Inc. | Shock absorbing tool for connection to a drill column |
US20140305660A1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-10-16 | Reeves Wireline Technologies Limited | Shock Absorber, Related Methods and Apparatuses |
RU2625682C1 (en) * | 2013-07-09 | 2017-07-18 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Reduction method of the torsional vibration in the borehole and corresponding device |
RU2642734C2 (en) * | 2013-12-23 | 2018-01-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. | Built-in mechanism for attenuating torsional vibrations for oil field drilling tool |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU78729A1 (en) * | 1949-04-21 | 1949-11-30 | А.Л. Ильский | Shock absorber for drill pipe and rods |
US2953351A (en) * | 1957-08-26 | 1960-09-20 | Bodine | Mass vibration absorber for sonic oil well drill |
US3610347A (en) * | 1969-06-02 | 1971-10-05 | Nick D Diamantides | Vibratory drill apparatus |
US4428443A (en) * | 1981-09-21 | 1984-01-31 | Stability Drilling Systems, Inc. | Shock absorbing tool for connection to a drill column |
US20140305660A1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-10-16 | Reeves Wireline Technologies Limited | Shock Absorber, Related Methods and Apparatuses |
RU2625682C1 (en) * | 2013-07-09 | 2017-07-18 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Reduction method of the torsional vibration in the borehole and corresponding device |
RU2642734C2 (en) * | 2013-12-23 | 2018-01-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. | Built-in mechanism for attenuating torsional vibrations for oil field drilling tool |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11603714B2 (en) | Vibration isolating coupler for reducing vibrations in a drill string | |
Dong et al. | A review of the evaluation, control, and application technologies for drill string vibrations and shocks in oil and gas well | |
RU2693066C2 (en) | Method and device for control borehole deviation | |
CN111989457B (en) | Damper for mitigating vibration of downhole tool | |
US20080277163A1 (en) | Method and system for wellbore communication | |
US20220325617A1 (en) | Magnetic sensor rotation and orientation about drill | |
US11208853B2 (en) | Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibration isolation device for downhole bottom hole assembly | |
US11519227B2 (en) | Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string | |
EP3436660B1 (en) | Downhole operational modal analysis | |
US20230407712A1 (en) | Flexible coupler for reducing torsional oscillations | |
RU2792052C1 (en) | Vibration-absorbing coupling and a method for reducing high-frequency torsional vibrations in the drill string | |
EP3516158B1 (en) | Extendable element systems for downhole tools | |
RU2794053C1 (en) | Vibration isolating connecting element (variants) and method for isolation of torsional vibrations in the drill string (variants) | |
EP3071780B1 (en) | Drillstring | |
US20180216418A1 (en) | Adjustable Hydraulic Coupling For Drilling Tools And Related Methods | |
BR112020018681B1 (en) | DEVICE AND METHOD OF TRANSFERRING TORQUE TO A DRILLING DRILL IN AN EXPLORATION WELL |