CN101994487A - 用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件 - Google Patents

用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件 Download PDF

Info

Publication number
CN101994487A
CN101994487A CN2010105258806A CN201010525880A CN101994487A CN 101994487 A CN101994487 A CN 101994487A CN 2010105258806 A CN2010105258806 A CN 2010105258806A CN 201010525880 A CN201010525880 A CN 201010525880A CN 101994487 A CN101994487 A CN 101994487A
Authority
CN
China
Prior art keywords
spring
drill bit
groove
valve member
bearing assembly
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2010105258806A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101994487B (zh
Inventor
马克·埃尔斯沃思·瓦塞尔
威廉·埃文斯·特纳
丹尼尔·E·伯吉斯
卡尔·阿莉森·佩里
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Aps Technology Ag
Original Assignee
APS Technology Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by APS Technology Inc filed Critical APS Technology Inc
Publication of CN101994487A publication Critical patent/CN101994487A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101994487B publication Critical patent/CN101994487B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • E21B17/073Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers with axial rotation
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005Below-ground automatic control systems
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16FSPRINGS; SHOCK-ABSORBERS; MEANS FOR DAMPING VIBRATION
    • F16F2224/00Materials; Material properties
    • F16F2224/04Fluids
    • F16F2224/045Fluids magnetorheological

Abstract

本发明涉及一种用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件,其包括:第一元件,所述第一元件能够与转矩源机械地相接合,以便第一元件响应于该转矩而旋转,第一元件具有在其中形成的第一凹槽;第二元件,所述第二元件能够机械地与钻头相接合,从而钻头响应于第二元件的旋转而旋转,其中,第二元件机械地与第一元件相接合,从而第二元件能够相对于第一元件在大体上与扭转轴承组件的纵向中心线一致的第一方向上平移,以及第二元件具有在其中形成的面向第一凹槽的第二凹槽,从而第一凹槽与第二凹槽形成大体上在第二方向上延伸的通道;和设置在通道中的滚珠轴承,用于传递第一元件和第二元件之间的转矩。

Description

用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件
分案申请
本申请是200480036424.8号专利申请(国际公开号W02005/047640)的分案申请。200480036424.8号专利申请的申请日为2004年11月8日,发明名称为“用于衰减钻柱中的振动的系统和方法”。
依据U.S.C.第35条§202(c),在此声明美国政府对在此所述的发明有一定的权利,本发明部分经费来自美国能源部国家能源技术实验室的Deep Trek计划,拨款号为DE-FC26-02NT41664。
相关申请的交叉引用
根据U.S.C.第35条§119(e),本申请要求2003年11月7日提交的美国临时申请号60/518,116的优先权,在此结合其全部内容作为参考。
技术领域
本发明涉及地下钻探,更具体地说,涉及一种用于衰减钻探作业期间发生在钻柱中的振动的系统和方法。
背景技术
地下钻探、比如气、油或地热钻探,通常包括钻到地球的地层深度的钻孔。这种钻孔由连接到称为“钻杆”的长管上的钻头形成,形成的这种组件通常称为“钻柱”。钻柱从钻孔的表面延伸到底部。
钻头旋转,以便向地下钻进,从而形成钻孔。在旋转钻探中,钻头的旋转是由地面钻柱旋转驱动的。地面上的活塞操作的泵产生称为“钻探泥浆”的高压流体,穿过钻柱中的内部通道,并从钻头排出。钻探泥浆润滑钻头,并且冲洗钻头路径中的切屑。然后,钻探泥浆通过钻柱和钻孔表面之间形成的环形通道流到地面。
钻探环境,尤其是硬岩钻探,可以诱发钻柱的明显的振动和冲击。振动也可以由其他因素诱发,例如钻头的旋转、用于旋转钻柱的马达、钻探泥浆的泵送、钻柱的不平衡等等。这种振动可以导致钻柱的多种部件的过早失效。明显的振动也会减少钻头到钻探地面的钻进速度,在极端情况下,会导致钻头和钻探地面之间的接触中断。
操作者通常企图通过改变下列的一个或两个来控制钻柱的振动:钻柱的旋转速度和作用于钻头的下孔力(通常称为“钻压(weight-on-bit)”)。这些措施经常不能有效地减少振动。钻压或钻头的旋转速度的降低通常会降低钻探效率。尤其是,钻头一般地设计成具有预定的旋转速度范围和钻压。偏离它的设计点来操作钻头会降低钻头的性能和使用寿命。
所谓的“减震附件(shock subs)”有时被用来衰减钻柱振动。但是,减震附件一般只是对一个具体设定的钻探情况才达到最佳。减震附件在这些情况之外的操作会使减震附件无效,在某些情况下居然会增加钻柱的振动。此外,减震附件和隔离器通常隔离了减震附件或隔离器的钻柱上孔(up-hole)部分的振动,而增加了包括钻头的钻柱下孔(down-hole)部分的振动。
因此,当前存在衰减钻柱振动、尤其是在工作状态的整个区域内都能衰减钻头的振动的系统和方法的需求。
发明内容
用于衰减钻头的振动的阀门组件的一个优选实施例包括第一元件和磁流变流体供给,所述第一元件能够机械地与钻头相接合,这样,第一元件承受钻头的振动。
阀门组件还包括第二元件,所述第二元件机械地与第一元件相接合,以便第二元件能够相对于第一元件沿阀门组件的纵向中心线平移,第一元件和第二元件限定了用于保持磁流变流体的第一腔室和第二腔室。第一腔室和第二腔室流体连通。
阀门组件还包括靠近第一元件和第二元件之一的线圈,这样,磁流变流体可以受到由线圈产生的磁场的影响。
用于衰减钻柱中的钻头的振动的阀门组件的一个优选实施例包括流体供给、第一元件和第二元件,所述第一元件能够与钻柱相接合,以便第一元件承受来自钻头的振动,所述第二元件能够响应于钻头的振动相对于第一元件移动。
第一元件和第二元件限定了用于保持流体的第一腔室和第二腔室。第一腔室和第二腔室流体连通,以便流体可以响应于第二元件相对于第一元件的运动,在第一腔室和第二腔室之间流动。阀门组件还可以包括用于改变流体在第一腔室和第二腔室之间流动的阻力的装置。
用于将转矩传递给钻头的扭转轴承组件的一个优选实施例包括第一元件,所述第一元件能够与转矩源机械地相接合,以便第一元件响应于该转矩而旋转。第一元件具有在其中形成的第一凹槽。
扭转轴承组件还包括第二元件,所述第二元件能够机械地与钻头相接合,这样,钻头响应于第二元件的旋转而旋转。第二元件机械地与第一元件相接合,这样,第二元件可以相对于第一元件在大体上与扭转轴承组件的纵向中心线一致的第一方向上平移。第二元件具有在其中形成的面向第一凹槽的第二凹槽,这样,第一凹槽与第二凹槽形成大体上在第二方向上延伸的通道。
扭转轴承组件还包括设置在通道中用于传递第一元件和第二元件之间的转矩的滚珠轴承。
在钻柱中使用的弹簧组件的一个优选实施例包括第一元件,所述第一元件能够与钻头机械地相接合,以便第一元件可以响应于钻头的运动在第一方向和相对的第二方向上平移。
弹簧组件还包括第二元件和设置在第一元件和第二元件其中之一的弹簧组,所述第二元件与第一元件机械地相接合,以便第一元件能够在第一方向和第二方向上相对于第二元件平移。
当第一元件在第一方向上相对于第二元件平移从而压缩弹簧组时,弹簧组的第一端基本上受到约束,且弹簧的第二端在第一方向上平移。当第一元件在第二方向上相对于第二元件平移从而压缩弹簧组时,弹簧组的第二端基本上受到约束,弹簧的第一端在第二方向上平移。
在用于钻探钻井的钻柱中使用的振动衰减系统的一个优选实施例包括一轴承,所述轴承包括第一元件和与第一元件相接合的第二元件,这样,第一元件可以相对于第二元件在上孔和下孔方向上平移,并且可以在第一元件和第二元件之间传递转矩。
振动衰减系统还包括阀门组件,所述阀门组件包括固定地连接到扭转轴承组件的第一元件上的第一元件,以便阀门组件的第一元件与扭转轴承组件的第一元件一起,在上孔和下孔方向上平移。
阀门组件还包括固定地连接到扭转轴承组件的第二元件上的第二元件,以便阀门组件的第二元件与扭转轴承组件的第二元件一起,在上孔和下孔方向上平移,阀门组件的第一元件和第二元件限定了用于保持流体供给的第一腔室和第二腔室,以便流体响应于阀门组件的第一元件和第二元件之间的相对运动,在第一腔室和第二腔室之间流动。阀门组件还包括用于改变流体的流动阻力的装置。
振动衰减系统还包括弹簧组件,所述弹簧组件包括固定地连接到阀门组件的第一元件上的第一元件,以便弹簧组件的第一元件与阀门组件的第一元件一起,在上孔和下孔方向上平移。
弹簧组件还包括固定地连接到阀门组件的第二元件上的第二元件,以便弹簧组件的第二元件与阀门组件的第二元件一起,在上孔和下孔方向上平移。弹簧组件还包括弹簧,用于克服弹簧组件的第一元件和第二元件之间的相对运动。
用于衰减钻头的振动的优选方法包括提供能够在钻头上施加粘性阻尼力的的阀门组件,和响应于钻头的至少一个工作参数,控制粘性阻尼力。
附图说明
结合附带的视图进行阅读,可以很好地理解上文的发明内容以及下文的优选实施例的详细说明。为显示本发明,附图显示了目前优选的实施例。但是,本发明不局限于在附图中所披露的具体的手段。附图中:
图1是作为钻柱的一部分安装的振动衰减系统的优选实施例的纵向剖面图;
图2是图1所示的钻柱的涡轮交流发电机组件的纵向剖面图;
图3是图1所示的振动衰减系统的扭转轴承组件的纵向剖面图;
图4是图1中标记为“A”的区域的放大图;
图5是图3所示的扭转轴承组件的心轴的侧视图;
图6是沿图3“B-B”线的剖面图;
图7是图3中标记为“C”的区域的放大图;
图8是图3中标记为“D”的区域的放大图;
图9是图3所示的扭转轴承组件的往复式密封件的侧视图;
图10是图1所示的振动衰减系统的阀门组件的纵向剖面图;
图11是图10所示的阀门组件的心轴的透视图;
图12是用于图10所示的阀门组件的控制器的方框图;
图13是流程图,描绘了用于控制由图10所示的阀门组件产生的阻尼量的流程;
图14是图1所示的振动衰减系统的弹簧组件的纵向剖面图;
图15A和15B列出了用于计算图14所示的弹簧组件的第一弹簧和第二弹簧的组合的弹簧常数的等式;
图16A是图10所示的阀门组件的变形实施例的纵向剖面图,描绘了在中间位置的阀门组件的心轴;
图16B是图16A所示的阀门组件的变形实施例的纵向剖面图,描绘了在偏离中间位置的一个位置上的阀门组件的心轴;
图17A是图10所示的阀门组件的另一个变形实施例的纵向剖面图,描绘了在中间位置的阀门组件的心轴;
图17B是图17A所示的阀门组件的变形实施例的纵向剖面图,描绘了在偏离中间位置的一个位置上的阀门组件的心轴;
图18是图10所示的阀门组件的另一个变形实施例的纵向剖面图;
图19是图10所示的阀门组件的纵向剖面图,显示了由阀门组件的线圈产生的磁通线;和
图20描绘了作为图10和图19所示的阀门组件的位移的函数的所需要的阻尼的曲线。
具体实施方式
附图描绘了振动衰减系统10的优选实施例。各附图都参考在此描绘的公共的坐标系11。振动衰减系统10可用作钻柱12的一部分,用于衰减位于钻柱12的下孔端的钻头13的振动(参见图1)。
振动衰减系统10包括扭转轴承组件14、阀门组件16和弹簧组件18。阀门组件16和弹簧组件18可产生阻尼钻头13的振动的轴向力。阻尼力的大小可以通过阀门组件14响应于振动的幅度和频率大体上即时地变化。振动衰减组件10可通过形成钻柱12的一部分的钻杆22机械地与钻头相接合。
扭转轴承组件14便于钻探转矩的传递,并允许钻柱12位于振动衰减系统10的上孔和下孔部分之间的相对轴向运动。此外,扭转轴承组件14可把钻头13的扭转振动转换为轴向振动。随后,阀门组件16和弹簧组件18衰减轴向振动。
振动衰减系统10可机械地和电气地连接到位于振动衰减系统10的上孔的涡轮交流发电机模块20(参见图1和2)。(上孔和下孔方向分别对应于附图中所表示的“+x”和“-x”方向。)涡轮交流发电机模块20为振动衰减系统10提供电力。结合涡轮交流发电机模块20的振动衰减系统10的使用只是作为示例的目的描述的。振动衰减系统10可由替代装置、比如位于振动衰减系统10(或在钻柱12的其他位置)的电池或位于地面的动力源提供动力。
扭转轴承组件14包括壳体50和轴承心轴52(参见图3、5和6)。轴承壳体50和轴承心轴52设置成大体上共轴的配置,轴承心轴52位于轴承壳体50的内部。轴承心轴52由径向轴承54支撑在轴承壳体50内部。轴承壳体50可相对于轴承心轴52平移。扭转轴承组件12还包括多个滚珠轴承55,用于传递轴承心轴52和轴承壳体50之间的转矩。滚珠轴承55可以是,例如,钻岩钻头滚珠(在变形中,可采用其他类型的滚珠轴承)。
钻探转矩通过位于涡轮交流发电机模块20的上孔的钻杆22(参见图1)传递给涡轮交流发电机模块20的外壳21。轴承心轴52固定到外壳21上,这样,钻探转矩被传递给轴承心轴52。从而轴承心轴52旋转,并与外壳21一起轴向平移。
定心器导孔(centralizer feed-thru)56邻近其上孔端设置在轴承心轴52的内部,并通过锁定销57(参见图1和4)固定到轴承心轴52。定心器导孔56可由一个或多个肋(未显示)支撑。
定心器导孔56有利于涡轮交流发电机组件20和扭转轴承组件12之间的电信号和动力的布线。具体地说,定心器导孔56包括多芯连接件58,用于将定心器导孔56电气地连接到涡轮交流发电机组件20上。定心器导孔56还包括第二电连接件59。电线(未显示)从连接件58经由在定心器导孔56内部形成的通道60布线到连接件59。(辅助电线(也未显示)从电连接件59,穿过在轴承心轴52中形成的布线槽布线。)定心器导孔56还包括可卸面板60,用于提供至锁定销57和连接件59的通道。
定心器导孔56具有在其中形成的通道61。通道61邻接在轴承心轴52中由内表面64限定的通道63。通道63接收通道61的钻探泥浆。
轴承心轴52具有多个在其外表面72(参见图5)中形成的凹槽70。凹槽70大体上平行,并沿外表面72以大体上相等的角增量间隔开。(在变形实施例中,凹槽70可以以不相等的角增量间隔开。)每个限定凹槽70的轴承心轴52的表面都具有大体上半圆形的形状,以接收大体上球形的滚珠轴承55。
各凹槽70沿它的长度的深度大体上为常数。凹槽70最好大体上是直的。换句话说,各凹槽70的纵向中心线80的形状大体上为螺旋形。
轴承壳体50具有多个在其内表面76(参见图3、5和6)上形成的凹槽74。凹槽74的尺寸、形状和方向近似于凹槽70。
当轴承壳体50和轴承心轴52组装时,每个凹槽74面向相应的一个凹槽70。各凹槽70和凹槽74限定了一个用于十个滚珠轴承55(参见图3)的通道78。各通道78的长度最好大于其中设置的十个滚珠轴承55的组合长度,以便使滚珠轴承50沿通道78平移。(各凹槽70内的滚珠轴承55的数量取决于应用,可随各种因素、比如在轴承壳体50和轴承心轴52之间传递的转矩的大小而改变;在变形实施例中,可以在各凹槽70中设置多于或少于十个的滚珠轴承55。)
凹槽70和凹槽74的大小设置成:在凹槽70、74的壁和协同的滚珠轴承55之间存在足够的间隙,以便允许滚珠轴承55在通道78内的纵向方向上平移。
各凹槽70最好相对于轴承心轴52的纵向中心线82成一定角度(参见图5)。(为了下文所述的原因,在变形例中,可采用轴向对齐的凹槽。)(轴承心轴52的纵向中心线82大体上在轴向(“x”)方向上定向。)具体地说,各凹槽70的中心线80相对于中心线82定向成由图5中的参考标记“β”表示的螺旋角。优选地,螺旋角β在大约4度到大约15度的范围内。
螺旋角β的最佳值随应用而定;特定值只作为示例性目的而描述。特别地,β的最佳值可以根据下列参数计算:通过钻柱12传递的最大转矩(T)和最大容许轴向力(FA);在轴承心轴52的中心线82和滚珠轴承55的中心之间的径向距离(R);和滚珠轴承55上的最大切向力(FC)(等于T/R)。螺旋角β=arcsine(FA/FC)。
从涡轮交流发电机组件20传递给轴承心轴52的钻探转矩在滚珠轴承55上施加一切向力,即,与“y-z”平面一致的力。切向力通过凹槽70的壁传递给滚珠轴承55。滚珠轴承55通过凹槽74的壁将转矩传递给轴承壳体50,从而使轴承壳体50绕轴承心轴52旋转。
滚珠轴承55沿它们各自通道80的长度的运动有助于轴承心轴52和轴承壳体50之间的轴向方向上的相对运动。因此,扭转轴承组件14大体上消除了振动衰减系统10的钻柱12上孔部分的轴向运动对振动衰减系统10的钻柱12下孔的部分的影响,反之亦然。
当轴承心轴52相对于轴承壳体50轴向平移时,利用滚珠轴承55被认为可使摩擦和与此有关的粘结减到最小。变形实施例可以配置其他有利于轴承心轴52和轴承壳体50之间的相对轴向运动的装置。
由于通道78的大体上直的几何形状,以及因为当滚珠轴承57沿它们的协同的通道78平移时,滚珠轴承55与轴承心轴52的中心线82保持在大体上为常数的距离,轴承心轴52和轴承壳体50被限制相对切向运动,即在“y-z”平面内的运动。
轴承壳体50通过阀门组件16、弹簧组件18和位于其下孔的钻柱12部分连接到钻头13上。于是,轴承壳体50与钻头13一起旋转,并与钻头13一起在轴向方向上平移。因此,钻头的轴向和扭转振动通过钻柱12传递给轴承壳体50。
人们认为,以螺旋角β定向通道78,至少可以把作用于轴承壳体50的一部分扭转振动转变为轴向振动。具体地说,通道78的角度方向容许轴承壳体50响应于扭转振动而相对于轴承心轴52旋转(最小量)。由于通道78成角度定向,轴承壳体50的转动转化为轴向力。因此,作用于轴承壳体50的扭转振动可以至少部分地转变为作用于轴承心轴52的轴向振动。如下面所述的,该轴向振动传递给阀门组件16和弹簧组件18,并由阀门组件16和弹簧组件18衰减。(另外,人们认为,通道78成角度定向产生了进一步降低扭转振动的摩擦阻尼)
应该注意到,在变形实施例中,凹槽70、74可以形成为使通道70在大体上平行于轴承心轴52的纵向中心线82的方向上延伸。(在这些类型的实施例中,钻头13的扭转振动不会以上述方式转化为轴向振动。)
扭转轴承组件14还包括线性可变位移传感器(LVDT)84,用于测量轴承壳体50和轴承心轴52在轴向方向上的相对位移(参见图3和7)。LVDT 84包括一列轴向间隔开的磁性元件86,所述磁性元件86靠近内表面76嵌入轴承壳体50中。LVDT 84还包括传感器88,比如霍尔效应传感器,其安装在轴承心轴52上,以便传感器88磁性地与磁性元件86耦合在一起。
传感器88产生与传感器88相对于磁性元件86列的位置有关的电输出。LVDT 84从而可以提供轴承壳体50和轴承心轴52之间的相对轴向位置的指示。而且,输出的变化率是传感器88与磁性元件86列的相对位置的变化率的函数。因此,LVDT 84可以提供轴承壳体50和轴承心轴52之间的相对轴向位移、速度和加速度的指示。
扭转轴承组件14还包括补偿活塞90(参见图3和8)。正如图8所清楚显示的,补偿活塞90靠近轴承壳体50的上孔端,设置在轴承心轴52和轴承壳体50之间。补偿活塞90的上孔侧90′暴露于钻探泥浆。补偿活塞90的下孔侧90″暴露于用来平衡振动衰减系统10的内部内的高压的补偿油。
补偿活塞90响应于钻探泥浆和补偿油之间的压差,可以相对于轴承壳体50和轴承心轴52在轴向方向上滑动。这个特征能帮助平衡补偿油和钻探泥浆之间的压力,并且补偿补偿油的热膨胀。具体地说,随着钻头13离地面的距离的增加(从而引起钻探泥浆的压力的增大),补偿活塞90的运动可以促进补偿油的增压。
三个往复式密封件91位于绕补偿活塞90的外圆周形成的凹槽92中(参见图3、8和9)。密封件91基本上隔离补偿油和钻探泥浆。两个密封件91最好面向钻探泥浆,以阻止钻探泥浆渗入补偿油。
每个密封件91包括跟部93、唇部(刮片)94和延长部95。唇部94邻接跟部93,并且形成密封件91的内径的一部分。延长部95邻接跟部93,并且形成密封件91的外径的一部分。跟部93、唇部94和延长部95最好由耐磨和耐挤压的材料形成,比如聚四氟乙烯(PTFE)和碳-石墨的混合物。
跟部93、唇部94和延长部95限定了一个凹槽96。弹簧97设置在凹槽96中。弹簧97最好是一种带状弹簧。优选地,弹簧97由弹性的耐腐蚀材料、比如耐蚀游丝合金(Elgiloy)形成。弹簧97在径向向外的方向上施加力作用于唇部94。所述力促使唇部94接触轴承心轴52的邻接面,并当唇部94磨损时也能维持该接触。
凹槽96的大小最好设置为,使限定凹槽96的密封件91的表面面积最小。这个特征可以促使由钻探泥浆或补偿油施加于唇部94的压力最小。
当补偿活塞90相对于唇部94平移时,唇部94的几何形状被认为,使得它能够刮除(而不是滑过)轴承心轴52的邻接面上的钻探泥浆或补偿油(所以,密封件91被认为尤其适合用于研磨原料、比如钻探泥浆或磁流变流体)。
延长部95有助于维持唇部94和轴承心轴52与补偿活塞90之间的空隙之间的间距。这个特征能够减少补偿活塞90运动期间唇部94困在空隙及损坏的可能。
跟部93的大小最好设置为,使密封件91的高度超过相应的凹槽92的高度。所以,密封件91可以充当将补偿活塞90支撑在轴承心轴52上的滑移环。
较大尺寸的跟部93被认为有助于跟部93抵抗密封件91两侧形成的可能大的压差。
阀门组件16紧挨着位于扭转轴承组件12的下孔(参见图1和10)。阀门组件16包括阀壳102。阀壳102包括外壳103和位于外壳103内部的外套104。
阀门组件16还包括位于阀壳102内的线圈心轴106(参见图10和11)。外壳103、外套104和线圈心轴106以大体上共轴的布置设置。线圈心轴106最好由具有高磁导率和低磁化率的材料形成,比如410不锈钢。
线圈心轴106固定到轴承心轴52上,这样,线圈心轴106旋转,并和轴承心轴52一起轴向平移。
如图3所示,阀壳102的外面部分103固定到轴承壳体50上,以便钻探扭转由轴承壳体50传递给阀壳102。阀壳102由此旋转,并与轴承壳体50一起轴向平移。
外套104优选包括第一部分108和位于第一部分108的下孔的第二部分110(参见图10)。外套104还包括位于第二部分110下孔的第三部分112。(应当注意到,在变形实施例中,外套104可以单件形成。此外,在变形实施例中,外套104和外壳103也可以单件形成。)
第一部分108的上孔端邻接阀壳102的外壳103上的唇部(未显示)。第三部分112的下孔端邻接阀门组件16的径向轴承120(参见图10)。该配置限制外套104相对于外壳130轴向(“x”方向)运动。(所以,外套104与外壳103一起轴向平移。)
阀门组件16还包括套筒122(参见图10)。套筒122同心地设置在线圈心轴106的部分周围,并靠近它的下孔端。套筒122固定到线圈心轴106上,这样,套筒122旋转,并和线圈心轴106一起轴向平移。
第一线性轴承125位于绕线圈心轴106并靠近它的上孔端形成的凹槽内。第二线性轴承126位于绕套筒122形成的凹槽内。第一线性轴承和第二线性轴承125、126有助于支撑线圈心轴106和套筒122,并有利于线圈心轴106和套筒122相对于外套104(和阀壳102)的轴向运动。
线圈心轴106的内表面124限定了一通道127,用于容许钻探泥浆流过阀门组件16。通道127邻接在轴承心轴52中形成的通道63。
线圈心轴106具有多个绕其圆周形成的面向外部的凹进部128(参见图10和11)。相邻的凹槽128由线圈心轴106的外表面部分130隔开。
线圈心轴106和外套104的第二部分110的大小设置成,在第二部分110的内表面132与相邻的线圈心轴106的外表面部分130之间存在间隙或空隙135(参见图10)。空隙135最好在大约0.030英寸到大约0.125英寸的范围内。(空隙135的最佳值或数值范围随应用而定;特定值只作为示例性目的而描述。)
阀门组件16还包括多个线圈136。每个线圈136卷绕在各自的凹进部128内。相邻的线圈136最好在相反的方向上卷绕(该特征的目的在下文论述)。
凹槽140形成在每个外表面部分130中,便于为线圈136在相邻的凹进部128之间布线(参见图11)。各凹槽140大体上在轴向(“x”)方向上延伸。布线槽142和馈电导孔(feed thru)144形成在线圈心轴106中,便于电线138从线圈心轴106的上孔端布线到凹进部128(参见图10)。(在变形实施例中,线圈136可以位于阀壳102上,而不是(或除)位于线圈心轴106上。)
响应于电流的通过,各线圈136产生磁场149(在图19中利用图表描绘了磁场149)。线圈136可电气地连接到位于涡轮交流发电机组件20的控制器146上(参见图2)。控制器146可由涡轮交流发电机组件20的交流发电机147提供动力。控制器146可以向线圈136供给电流。控制器146可以控制电流的大小,来改变由线圈136产生的总磁场强度。有关这个特征的更多细节将在下文介绍。
只作示例性目的所描绘的控制器146安装在涡轮交流发电机组件20的内部。在变形例中,控制器146可以安装在其他场所,包括地面场所。
外套104的第一部分108和线圈心轴106限定了圆周延伸的第一或上孔腔室150(参见图10)。外套104的第三部分112和线圈心轴106限定了圆周延伸的第二或上孔腔室152。
第一腔室和第二腔室150、152充有磁流变流体(以下简称“MRF”)。MRF一般包括铁磁或顺磁颗粒的非胶状的悬浮液。颗粒一般具有大于约0.1微米的直径。颗粒悬浮在流体载体中,比如矿物油、水或硅。
在正常情况下,MRF具有与常规油类似的流动特性。然而,在存在磁场(比如磁场149)的情况下,悬浮在流体载体中的颗粒被极化。这个极化使颗粒在流体载体内部组成链状。
颗粒链增加MRF的流体抗剪强度(从而,增加流动阻力或粘性)。在除去磁场的同时,粒子回到未组织的状态,并且流体抗剪强度和流动阻力回到它的前值。因而,控制施加的磁场使得MRF的流体抗剪强度和流动阻力快速地改变。在美国专利No.5,382,688(Carlson等人)中披露了MRFs,该专利的全部内容在此一并作为参考。适用于阀门组件16的MRF可以从康涅狄格州克伦威尔(Cromwell,CT)的APS技术公司买到。
第一腔室150和第二腔室152通过在第二部分110的内表面132与相邻的线圈心轴106的外表面部分130之间形成的间隙或空隙135流体连通。因此,MRF可以通过空隙135在第一腔室150和第二腔室152之间移动。
第一腔室150中的MRF通过三个设置在线圈心轴106中形成的凹槽内的往复式密封件91(如上有关补偿活塞90所述)基本上与位于其上孔的补偿油隔离。第二腔室152中的MRF通过另外三个设置在套筒122中形成的另外的凹槽内的密封件91基本上与位于其下孔的补偿油隔离。三个为一组的两组密封件91面向协同的腔室150、152内的MRF,以阻止MRF渗入到腔室150、152内。
阀壳102的外面部分103通过弹簧组件18和位于振动衰减系统10下孔的钻杆22部分连接到钻头13上。外面部分103由此旋转,并与钻头13一起轴向平移。此外,线圈心轴106和套筒122大体上由扭转轴承组件14消除了与阀壳102的轴向移动之间的影响。
上述的配置使得线圈心轴106和套筒122响应于钻头13的振动在外套104内部往复运动。该运动交替地减小和增大第一腔室和第二腔室150、152各自的容积。具体地说,线圈心轴106和套筒122相对于外套104在上孔方向上的运动使第二腔室152的容积增大,同时使第一腔室150的容积减小。反之,线圈心轴106和套筒122相对于外套104在下孔方向上的运动使第二腔室152的容积减小,同时使第一腔室150的容积增大。线圈心轴106和套筒122在外套104内的往复运动因而趋向在第一腔室和第二腔室150、152之间经由空隙135泵送MRF。
MRF的流动阻力使得阀门组件16起到粘性阻尼器的作用。具体地说,MRF的流动阻力使MRF产生一力(与线圈心轴106和套筒122相对于外套104移动的方向相反),所述力克服第一腔室和第二腔室150、152之间的MRF的流动。MRF从而抵抗线圈心轴106和套筒122相对于外套104的往复运动。该阻力可以衰减钻头13的轴向振动。
由MRF产生的阻尼力的大小是MRF的流动阻力与轴向振动的频率的比例函数。如上所述,可以通过在MRF上施加磁场来增大MRF的流动阻力。而且,可以通过改变磁场的大小大体上即时地改变流动阻力。
线圈136设置成,使线圈136产生的磁通线贯穿位于第一腔室和第二腔室150、152以及空隙135中的MRF(参见图19)。通过线圈136的电流和由此产生的磁通量的大小由控制器146控制。利用多个轴向间隔开的线圈136被认为是可以在MRF内部轴向地分配磁场149,这有助于确保MRF暴露于磁通量中,不管线圈心轴106相对于外套104和阀壳102在什么位置。以这种方式分配磁场149可以有助于通过激发MRF的较大的百分比使阻尼力最大化。
控制器146响应于钻头13的振动,可以控制通入线圈136的电流(电力),以衰减钻头13的振动(在图13中以流程图的形式描绘了控制器执行这些功能的流程)。
控制器146优选包括计算装置160(参见图12)。计算装置160可以是,例如,一种可编程序微处理器、比如数字信号处理(DSP)芯片。控制器146还包括记忆存储装置162、固态继电器162和一组计算机可执行指令164。记忆存储装置162和固态继电器162与计算装置160电气地耦合在一起,计算机可执行指令164存贮在记忆存储装置162上。
控制器146配置成安装在涡轮交流发电机模块20中的印刷电路板。在变形实施例中,控制器146可以以其他方式配置。
LVDT 84电气地连接到计算装置160上。LVDT 84可以以电信号的形式提供至计算装置160的输入,所述电信号表示如上所述的轴承壳体50和轴承心轴52的相对轴向位置、速度和加速度。轴承壳体50连接于钻头12,基本上消除了与轴承心轴52的轴向运动之间的相互影响。因此,LVDT 84的输出反应了钻头13的轴向振动的幅度和频率。
计算机可执行指令164包括算法,所述算法基于LVDT 84的输出,即,基于轴承心轴52相对于轴承壳体50的位移,确定在特定工作条件下的最佳的阻尼量。
人们认为,最佳阻尼程度随轴承心轴52相对于轴承壳体50的位移而增加。此外,轻的钻压情况被认为是需要比重的钻压情况下小的阻尼。此外,最佳阻尼量被认为是随轴承心轴52相对于轴承壳体50的行程而增加。
在特定条件下所需要的阻尼可以如下进行计算:
c=A×dn+B
在这里:
c=所需要的阻尼(磅-秒/英寸)
d=相对位移(由LVDT 84测量)
n=定义阻尼曲线的形状
A=(阻尼max-阻尼min)/位移n
阻尼max=在最大位移产生的最大阻尼
阻尼min=在最小位移或工具的中点产生的最小阻尼
位移=最大相对位移(例如,对阀门组件14来说,为4英寸)
B=最小阻尼
阀门组件14所需要的阻尼与图20中的位移(由LVDT 84测量)有关。
所需要的阻尼还可以定义为二次方程或控制器146中的查找表格。
计算机可执行指令164还确定需要被导入线圈136以提供所需要的阻尼的电流的量。控制器146处理来自LVDT 84的输入,大体上即时地产生导入线圈136的电流的响应输出。因此,阀门组件16可以大体上即时地产生响应于钻头13的振动的阻尼力。
优选地,阻尼力防止钻头13由于轴向振动而失去与钻探表面的接触。控制器146最好是当钻头13向上移动时增加阻尼力,以利于维持钻头13和钻探表面之间的接触。(理想的是,应当控制阻尼力,以使钻压保持大体上的常数。)而且,人们认为,当振动衰减系统10的弹簧动载刚度近似等于弹簧静载刚度时,阻尼达到最佳。(当弹簧动载刚度大于弹簧静载刚度时,需要更大的阻尼。)
应当注意到,振动衰减系统10的变形实施例可以包括除LVDT 84之外的传感器,或者替代LVDT 84的传感器。例如,控制器146可以编程,以基于来自一个或多个加速计、钻压传感器、速度传感器、钻头转矩传感器等等的输入,确定所必须的阻尼。
阀门组件16和控制器146能够自动增减施加于钻头13的阻尼量,以减小钻头13的振动。阀门组件16和控制器146可以响应于一个或多个所测量的工作参数,大体上即时地执行这些功能。以这种方式积极地控制钻头13的振动的能力被认为可以增加钻头的钻进速度,减少钻头13与钻探表面的分离,降低或基本上消除对钻头的冲击,并增加钻头13以及钻柱12的其他部件的使用寿命。而且,与减震附件相比,阀门组件16和控制器146可以提供各种工作条件下的最佳阻尼。此外,利用MRF提供阻尼力使得阀门组件14比其他可能的组件更紧凑。
弹簧组件18紧挨着位于阀门组件16的下孔(参见图1和14)。弹簧组件18可以响应于钻头13的轴向运动在钻头13上施加一回复力(因而振动衰减组件10起弹簧质量阻尼系统的作用)。
弹簧组件18包括弹簧壳体200。弹簧壳体200的上孔端固定到阀壳102的外壳103上,以便将钻探转矩传递给弹簧壳体200。弹簧壳体200的下孔端固定到补偿模块300的壳体302上,以便将钻探转矩从弹簧壳体200传递给补偿模块300的壳体302。弹簧壳体200和壳体302由此旋转,并与阀壳102一起轴向平移。
弹簧组件18还包括弹簧心轴202和弹簧组205。弹簧组205优选包括第一弹簧206和第二弹簧208。(在变形实施例中,弹簧组205可包括多于或少于两个的弹簧。)
弹簧壳体200、弹簧心轴202和弹簧组205以大体上共轴的关系设置。第一弹簧和第二弹簧206、208串联、即首尾相连地设置在弹簧壳体202内。弹簧心轴202位于第一弹簧和第二弹簧206、208内。(在变形实施例中,第一弹簧和第二弹簧206、208的相对轴向位置可以与图14所描绘的相对轴向位置相反。)
弹簧心轴202可相对于弹簧壳体200轴向平移。弹簧心轴202的内表面209限定了一通道210,用于容许钻探泥浆流过弹簧组件18。
第一弹簧和第二弹簧206、208最好为贝氏(Belleville)弹簧(在变形中,可以使用其他类型的弹簧)。优选地,第二弹簧208是刚性的,即,其具有比第一弹簧206高的弹簧刚度。如下所述,该特征被认为便于在相对较宽的钻压条件的范围下将轴向振动从钻头13传递给阀门组件14。(在变形实施例中可以是其他的弹簧结构。例如,在可能的变形实施例中,可以在两个较硬的贝氏弹簧之间设置一个较软的贝氏弹簧。)
补偿模块300还包括心轴304和滑动补偿活塞306。补偿活塞306绕心轴304的下孔部分设置。
补偿模块300的心轴304延伸至弹簧壳体200的下孔部分。心轴304部分地由位于心轴304与弹簧壳体200之间的径向轴承305支撑。轴承305的下孔端邻接壳体302的前边缘,从而在后面方向上限制轴承305。
心轴304的内表面310限定了一通道312,用于容许钻探泥浆通过心轴304流入补偿模块300。在排出通道312的同时,钻探泥浆进入由心轴304的内表面315限定的通道314。(通道314中的钻探泥浆作用在补偿活塞306的下孔侧上。)
补偿活塞306的上孔侧、壳体302的内表面310和心轴304限定了一个在补偿模块300内圆周延伸的腔室316。腔室316充有补偿油。三个密封件91位于在补偿活塞306中形成的凹槽内,以密封腔室316,基本上隔离腔室316内的补偿油和通道314内的钻探泥浆。两个密封件91最好面向钻探泥浆,以阻止钻探泥浆渗入补偿油。
补偿活塞306响应于腔室316内的补偿油与通道314内的钻探泥浆之间的压差,可以相对于壳体302和心轴304在轴向方向上滑动。这个特征能帮助补偿在补偿油和钻探泥浆之间的压力。具体地说,随着钻头13离地面的距离的增加(从而引起钻探泥浆的压力的增大),补偿活塞306的运动可以促进补偿油的增压。
应当注意到,补偿模块300的细节只是作为示例性的目的介绍的;振动衰减系统10可以结合紧挨着位于它的下孔的其他各种钻柱部件进行使用。
耦接头211位于绕弹簧壳体200内并紧挨着它的上孔端。耦接头211最好具有如图14所描绘的大体上H形的横截面。耦接头211接收线圈心轴106的下孔端和弹簧心轴202的上孔端。线圈心轴106和弹簧心轴202固定到耦接头211上,这样,弹簧心轴202旋转,并且与线圈心轴106一起轴向平移。
第一垫片212紧挨着位于耦接头211的上孔,并且将耦接头211与阀门组件16的套筒122隔离。
第二垫片214位于耦接头211和第一弹簧206之间。第一弹簧和第二弹簧206、208将第二垫片214推到弹簧壳体200的唇部216上。第二垫片214和唇部216之间的接触防止第二垫片214通过唇部216,从而在前面方向上限制第一弹簧和第二弹簧206、208。
弹簧心轴202的后端位于补偿模块300的心轴304内。弹簧心轴202和心轴304可以通过合适的方法比如干涉配合固定在一起。心轴304由此旋转,并与弹簧心轴202一起轴向平移。
第三垫片218位于第二弹簧208、心轴304与轴承305之间。第一弹簧和第二弹簧206、208将第三垫片218推到轴承305的前边缘上。第三垫片218和轴承305之间的接触防止第三垫片218在下孔方向上的运动,从而在下孔方向上限制第一弹簧和第二弹簧206、208。
所以,第一弹簧和第二弹簧206、208被限制在第二垫片和第三垫片214、218之间。该配置使第一弹簧和第二弹簧206、208起到两倍(双重)作用的弹簧的作用。具体地说,弹簧壳体200相对于弹簧心轴202在下孔方向上的运动使得弹簧壳体200的唇部216在下孔方向上推动第二垫片214。(这种相对运动可能发生在钻头13在下孔方向上的诱发振动的运动期间。)
第二垫片214在下孔方向上又推动第一弹簧和第二弹簧206、208倚靠在第三垫片218上。作为响应,第三垫片218在下孔方向上作用于补偿组件300的心轴304。通过弹簧心轴202、线圈心轴106和轴承心轴52连接于钻柱12的上孔部分的心轴304,克服由第三垫片218在其上施加的力。
所以,响应于弹簧壳体200在下孔方向上的运动,第一弹簧和第二弹簧206、208被压缩。结果产生的弹簧力通过唇部216在上孔方向上作用于弹簧壳体200(和钻头13)。弹簧力的大小是弹簧壳体200和钻头13的偏移量的函数。
弹簧壳体200相对于弹簧心轴202在上孔方向上的运动使得壳体302的前边缘(其被固定到弹簧壳体200上)作用于轴承305。(这种相对运动可能发生在钻头13在上孔方向上的诱发振动的运动期间。)
接着,轴承305在上孔方向上朝第二垫片214和耦接头211推动第三垫片218和第一弹簧与第二弹簧206、208。通过弹簧心轴202、线圈心轴106和轴承心轴52连接于钻柱12的上孔部分的耦接头211,克服由第二垫片214在其上施加的力。
所以,响应于弹簧壳体200在上孔方向上的运动,第一弹簧和第二弹簧206、208被压缩。结果产生的弹簧力通过轴承305和壳体302在下孔方向上作用于弹簧壳体200(和钻头13)。弹簧力的大小是弹簧壳体200和钻头13的偏移量的函数。
所以,弹簧组件218可以在上孔和下孔两个方向上对钻头13施加回复力。第一弹簧和第二弹簧206、208的双作用特征被认为是,使弹簧组件218比采用多个单作用弹簧的类似弹簧组件更紧凑。
而且,由于组合使用了较软和较硬的弹簧,所以弹簧组件适宜使用在较低和较高两种钻压情况下。具体地说,人们认为,当钻压、即钻头13的下孔力较低时,第一(较软)弹簧206的贝氏垫圈偏移(压缩)。在低的钻压情况下,第二弹簧的贝氏垫圈208基本上不会偏移。因此,在较低的钻压情况下,弹簧组件18在钻头13上施加较低的回复力。这个特征允许钻头13的轴向振动传递给阀门组件14,并由阀门组件14衰减。
钻压的进一步增加使第一弹簧206的贝氏垫圈进一步压缩,直到第一弹簧206的贝氏垫圈完全被压缩。钻压的额外的增加导致第二弹簧208的贝氏垫圈偏移(压缩)。当第二弹簧208的贝氏垫圈开始偏移时,第二弹簧208的较高的弹簧常数增大了由弹簧组件18施加在钻头13上的回复力。因而,在较低和较高两种钻压情况下,弹簧组件18有利于轴向振动传递给阀门组件16,而当钻压较低时,允许轴向振动传递给阀门组件14,并由阀门组件14衰减。
图15A和15B列出了用于计算第一弹簧和第二弹簧206、208的组合弹簧常数的等式。还介绍了对应于具有每英寸210K磅的弹簧常数的“软”弹簧和具有每英寸1,160K磅的弹簧常数的“硬”弹簧的算例。应当注意到,弹簧常数的这些特定数值只作为示例性目的而提供,第一弹簧和第二弹簧206、208的最佳弹簧常数取决于应用。
在图15A和15B中列出的符号表示下列参数:k-弹簧常数;n-弹簧数量;h-弹簧的自由状态下的总高度;hw-弹簧的工作高度;kc-总的弹簧常数;L-总的弹簧高度;ΔL-最大行程;Lc-总的弹簧组;δ-弹簧偏移量,其中的下标“1”和“2”分别表示软弹簧和硬弹簧。
上文的描述只作为说明性的目的而提供,不能当作是对本发明的限制。虽然参考优选实施例或优选方法已经描述了本发明,但是应当明白,在此使用的词句是描述性和显示性的词句,不是限制性的词句。而且,虽然在此参考具体的结构、方法和实施例已经描述了本发明,但是,并不意味着本发明被局限于在此所披露的细节,因为本发明延伸到落入附带的权利要求书的范围内的所有结构、方法和使用。相关领域的技术人员,受益于该说明书的教导,可以对在此描述的本发明进行许多的修改,以及在不背离由附带的权利要求书限定的本发明的范围和精神的情况下,可以进行各种变化。
例如,图16A和16B描绘了阀门组件400。除了下述的以外,阀门组件400大体上与阀门组件16相同。(阀门组件400与阀门组件16大体上相同的部件在此用相同的标记表示。)
阀门组件400包括阀壳402。阀壳402具有内表面406。在附图中所示的内表面406为锥形。内表面406的锥形使阀壳402的内径在轴向方向上落到阀壳402的各端与它的大致中心之间。换句话说,阀壳402的直径在其端部是最大的,在其大致中心(相对于轴向方向)是最小的。
阀门组件400还包括线圈心轴408,线圈心轴408位于外套内部,且相对于外套在轴向(“x”)方向上可动。线圈心轴408的外表面410是锥形的,在某种意义上类似于壳体402的内表面406。线圈心轴408的外表面410和壳体402的内表面406限定了一个空隙412。
内表面406和外表面410的锥形使得空隙412响应于线圈心轴408的相对运动,从图16A所描绘的中间位置落入图16B所描绘的位置。空隙412的减小增加了MRF在上孔和下孔腔室150、152之间运动的阻力。因而,由阀门组件400施加的阻尼力随着钻头13的振动幅度而增加。空隙的减小也在MRF内部形成一个较高的电磁场,从而增加MRF的粘性。
图17A和17B以阀门组件440的形式描绘了阀门组件16的另一个变形实施例。阀门组件440包括阀壳442和位于阀壳442内的心轴444。
心轴444具有内表面446。多个永久磁铁449靠近内表面446被嵌入心轴444内。(阀门组件440不包括线圈,比如阀门组件14的线圈136。)
阀壳442包括多个面向内的突起部450。各突起部通过充有MRF的空隙454与心轴444的内表面446隔离。如图17A所示,当心轴444相对于阀壳442位于中间(中心)位置时,内表面446的形状使得空隙454最大。在这种情况下,MRF在阀壳442和线圈心轴444之间的相对运动产生的阻力最小。
如图17B所示,心轴444的内表面446形状使得心轴444轴向移动,从它的中间位置落入空隙454。此外,由永久磁铁449产生的磁场集中在空隙454中,从而增加在空隙454中的MRF的流动阻力。因此,当线圈心轴444离开它的中间位置移动时,MRF在阀壳442和线圈心轴444之间相对运动的阻力增大。
图18以阀门组件460的形式描绘了阀门组件16的另一个变形实施例。阀门组件460包括阀壳462和位于阀壳462内的心轴464。
阀壳462和心轴464限定了第一或上孔腔室466和第二或下孔腔室468。第一腔室和第二腔室464、466充满液压流体。第一腔室和第二腔室466、468通过在阀壳462中形成的通道470流体连通。
阀门组件460还包括阀472,用于通过限制通道470的流通面积来限制液压流体在第一腔室和第二腔室464、466之间的流动。阀472可以由装置、比如控制器146来控制,以增大或减小节流量,并因而增大或减小由阀门组件460产生的阻尼力的大小。
零件目录
振动衰减系统10
扭转轴承组件14
阀门组件16
弹簧组件18
涡轮交流发电机模块20
外壳21(涡轮交流发电机模块20)
钻杆22
轴承壳体50
轴承心轴52
径向轴承54
滚珠轴承55
定心器导孔56
锁定销57
连接件58
连接件59
面板60
通道61
通道63
内表面64(轴承心轴52的)
凹槽70(在轴承心轴52中的)
外表面72(轴承心轴64的)
凹槽74(在轴承壳体50中的)
内表面76(轴承壳体50的)
通道78
纵向中心线80(凹槽70的)
纵向中心线82(轴承心轴52的)
LVDT 84
磁性元件86
传感器88
补偿活塞90
上孔侧面90′(补偿活塞90的)
下孔侧面90″(补偿活塞90的)
往复式密封件91
凹槽92(形成在补偿活塞90上)
跟部93(密封件91的)
唇部94
延长部95
凹槽96(在密封件91中的)
弹簧97
阀壳102(阀门组件16的)
外壳103(阀门组件16的)
外套104
线圈心轴106
第一部分108(外套104的)
第二部分110
第三部分112
径向轴承120
套筒122
内表面124(线圈心轴106的)
第一线性轴承125
第二线性轴承126
通道127
凹槽128
外表面部分130
内表面132(外套104第二部分110的)
空隙135
线圈136(在第二部分110的内表面132和线圈心轴106的外表面部分130之间)
凹槽140(在外表面部分130中的)
布线槽142
馈电导孔144
控制器146
交流发电机147(涡轮-交流发电机组件的)
磁场(由线圈136产生的)
第一(上孔)腔室150
第二(下孔)腔室152
计算装置160(控制器146的)
记忆存储装置162
固态继电器162
计算机可执行指令164
弹簧壳体200(弹簧组件18的)
弹簧心轴202
弹簧组205
第一弹簧206
第二弹簧208
内表面209(弹簧心轴202的)
通道210
耦接头211
第一垫片212
第二垫片214
唇部216(弹簧壳体200的)
第三垫片218
补偿模块300
壳体302(补偿模块300的)
心轴304
径向轴承305
滑动补偿活塞306
通道314(在心轴304中的)
内表面315
腔室316
阀门组件400
阀壳402
内表面406(阀壳402的)
线圈心轴408
外表面410(线圈心轴408的)
空隙412
阀门组件440
阀壳442
线圈心轴444
内表面446(线圈心轴444的)
磁铁449
突起部450(在阀壳442上的)
空隙454(在内表面446和突起部450之间的)
阀门组件460
阀壳462
心轴464
阀壳462
第一腔室466
第二腔室468
通道470(在第一腔室466和第二腔室468之间的)
阀472

Claims (6)

1.一种用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件,其包括:
第一元件,所述第一元件能够与转矩源机械地相接合,以便第一元件响应于该转矩而旋转,第一元件具有在其中形成的第一凹槽;
第二元件,所述第二元件能够机械地与钻头相接合,从而钻头响应于第二元件的旋转而旋转,其中,第二元件机械地与第一元件相接合,从而第二元件能够相对于第一元件在大体上与扭转轴承组件的纵向中心线一致的第一方向上平移,以及第二元件具有在其中形成的面向第一凹槽的第二凹槽,从而第一凹槽与第二凹槽形成大体上在第二方向上延伸的通道;和
设置在通道中的滚珠轴承,用于传递第一元件和第二元件之间的转矩。
2.如权利要求1所述的扭转轴承组件,其特征在于,所述第一元件包括心轴,所述第二元件包括壳体。
3.如权利要求1所述的扭转轴承组件,其特征在于,第二方向相对于第一方向成大约4度到大约8度的角度。
4.如权利要求1所述的扭转轴承组件,其特征在于,通道的纵向中心线相对于扭转轴承组件的纵向中心线成一角度,从而当大体上与扭转轴承组件的纵向中心线一致地轴向振动时,从钻头传递到第二元件的至少一部分扭转振动被传递给第一元件。
5.如权利要求1所述的扭转轴承组件,其特征在于,还包括多个滚珠轴承。
6.如权利要求1所述的扭转轴承组件,其特征在于,通道大体上形成螺旋状。
CN2010105258806A 2003-11-07 2004-11-08 用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件 Active CN101994487B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US51811603P 2003-11-07 2003-11-07
US60/518,116 2003-11-07

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2004800364248A Division CN1890451B (zh) 2003-11-07 2004-11-08 用于衰减钻柱中的振动的系统和方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101994487A true CN101994487A (zh) 2011-03-30
CN101994487B CN101994487B (zh) 2012-08-15

Family

ID=34590217

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2004800364248A Active CN1890451B (zh) 2003-11-07 2004-11-08 用于衰减钻柱中的振动的系统和方法
CN2010105258806A Active CN101994487B (zh) 2003-11-07 2004-11-08 用于向钻头传递转矩的扭转轴承组件

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2004800364248A Active CN1890451B (zh) 2003-11-07 2004-11-08 用于衰减钻柱中的振动的系统和方法

Country Status (5)

Country Link
US (6) US7219752B2 (zh)
CN (2) CN1890451B (zh)
CA (3) CA2755416C (zh)
GB (1) GB2424018B (zh)
WO (1) WO2005047640A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111594740A (zh) * 2020-05-22 2020-08-28 中国科学院地质与地球物理研究所 钻具内发电机的线束走线结构

Families Citing this family (80)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005047640A2 (en) 2003-11-07 2005-05-26 Aps Technology, Inc. Sytem and method for damping vibration in a drill string
US7757784B2 (en) * 2003-11-17 2010-07-20 Baker Hughes Incorporated Drilling methods utilizing independently deployable multiple tubular strings
US7395882B2 (en) * 2004-02-19 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Casing and liner drilling bits
US7624818B2 (en) * 2004-02-19 2009-12-01 Baker Hughes Incorporated Earth boring drill bits with casing component drill out capability and methods of use
US7954570B2 (en) 2004-02-19 2011-06-07 Baker Hughes Incorporated Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same
US7621351B2 (en) 2006-05-15 2009-11-24 Baker Hughes Incorporated Reaming tool suitable for running on casing or liner
US7748474B2 (en) * 2006-06-20 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Active vibration control for subterranean drilling operations
US7646310B2 (en) * 2006-07-26 2010-01-12 Close David System for communicating downhole information through a wellbore to a surface location
US7828082B2 (en) 2006-09-20 2010-11-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for attenuating drillstring vibrations
DE102006054189A1 (de) * 2006-11-16 2008-05-21 Robert Bosch Gmbh Handgriffschwingungsdämpfungsvorrichtung
US8443875B2 (en) * 2007-07-25 2013-05-21 Smith International, Inc. Down hole tool with adjustable fluid viscosity
CA2735967C (en) * 2007-09-04 2017-01-03 George Swietlik A downhole device
WO2009030925A2 (en) * 2007-09-04 2009-03-12 Stephen John Mcloughlin A downhole assembly
US7954571B2 (en) 2007-10-02 2011-06-07 Baker Hughes Incorporated Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same
GB2469216B (en) * 2007-12-20 2011-07-13 Cameron Int Corp System and method for snubbing under pressure
US8256534B2 (en) 2008-05-02 2012-09-04 Baker Hughes Incorporated Adaptive drilling control system
US8567506B2 (en) * 2008-09-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid isolating pressure equalization in subterranean well tools
US9976360B2 (en) * 2009-03-05 2018-05-22 Aps Technology, Inc. System and method for damping vibration in a drill string using a magnetorheological damper
US8087476B2 (en) * 2009-03-05 2012-01-03 Aps Technology, Inc. System and method for damping vibration in a drill string using a magnetorheological damper
US20100258352A1 (en) * 2009-04-08 2010-10-14 King Saud University System And Method For Drill String Vibration Control
US8919457B2 (en) 2010-04-30 2014-12-30 Mark Hutchinson Apparatus and method for determining axial forces on a drill string during underground drilling
DE102010046849B8 (de) * 2010-09-29 2012-08-02 Tutech Innovation Gmbh Sensorbasierte Regelung von Schwingungen in schlanken Kontinua, speziell Torsionsschwingungen in Tiefbohrsträngen
US9458679B2 (en) * 2011-03-07 2016-10-04 Aps Technology, Inc. Apparatus and method for damping vibration in a drill string
US9068425B2 (en) 2011-04-12 2015-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Safety valve with electrical actuator and tubing pressure balancing
US9016387B2 (en) 2011-04-12 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure equalization apparatus and associated systems and methods
US9010448B2 (en) 2011-04-12 2015-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Safety valve with electrical actuator and tubing pressure balancing
US9097086B2 (en) 2011-09-19 2015-08-04 Saudi Arabian Oil Company Well tractor with active traction control
US9273522B2 (en) 2011-10-14 2016-03-01 Baker Hughes Incorporated Steering head with integrated drilling dynamics control
US8800689B2 (en) 2011-12-14 2014-08-12 Halliburton Energy Services, Inc. Floating plug pressure equalization in oilfield drill bits
AU2013206935A1 (en) * 2012-01-03 2014-07-24 Corry Rubber Corporation Drill bit and chuck isolators
NO334163B1 (no) * 2012-03-30 2013-12-23 Techni Holding As Torsjonskompensator
US9982532B2 (en) 2012-05-09 2018-05-29 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for controlling linear movement using a tapered MR valve
US8517093B1 (en) * 2012-05-09 2013-08-27 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for drilling hammer communication, formation evaluation and drilling optimization
US9328576B2 (en) 2012-06-25 2016-05-03 General Downhole Technologies Ltd. System, method and apparatus for controlling fluid flow through drill string
NO2885484T3 (zh) 2012-07-26 2018-02-24
US9970284B2 (en) * 2012-08-14 2018-05-15 Schlumberger Technology Corporation Downlink path finding for controlling the trajectory while drilling a well
US9476261B2 (en) * 2012-12-03 2016-10-25 Baker Hughes Incorporated Mitigation of rotational vibration using a torsional tuned mass damper
US9121233B2 (en) * 2013-02-26 2015-09-01 Baker Hughes Incorporated Mitigation of downhole component vibration using electromagnetic vibration reduction
US20160053557A1 (en) * 2013-05-01 2016-02-25 Gerald P. Whiteford Torsional isolator
DE112013007226T5 (de) 2013-07-09 2016-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Verfahren und Vorrichtung zum Abschwächen von Bohrlochtorsionsschwingung
US9644440B2 (en) 2013-10-21 2017-05-09 Laguna Oil Tools, Llc Systems and methods for producing forced axial vibration of a drillstring
US9976405B2 (en) * 2013-11-01 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method to mitigate bit induced vibrations by intentionally modifying mode shapes of drill strings by mass or stiffness changes
WO2015076825A1 (en) 2013-11-22 2015-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Shock tool for drillstring
GB2536135B (en) 2013-12-19 2020-08-26 Halliburton Energy Services Inc Self-assembling packer
US9982508B2 (en) 2013-12-19 2018-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Intervention tool for delivering self-assembling repair fluid
WO2015099666A1 (en) 2013-12-23 2015-07-02 Halliburton Energy Services Inc. In-line tortional vibration mitigation mechanism for oil well drilling assembly
US9797222B2 (en) 2013-12-30 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Ferrofluid tool for enhancing magnetic fields in a wellbore
US10047590B2 (en) 2013-12-30 2018-08-14 Halliburton Energy Services, Inc. Ferrofluid tool for influencing electrically conductive paths in a wellbore
US9512698B2 (en) 2013-12-30 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Ferrofluid tool for providing modifiable structures in boreholes
MX2016006952A (es) 2013-12-30 2016-09-27 Halliburton Energy Services Inc Herramienta de ferrofluido para el aislamiento de objetos en un pozo.
GB2534788B (en) 2013-12-31 2020-06-24 Halliburton Energy Services Inc Bi-directional CV-joint for a rotary steerable tool
US20150240614A1 (en) * 2014-02-24 2015-08-27 Saudi Arabian Oil Company Downhole bha seismic signal generator
US9863191B1 (en) 2014-05-02 2018-01-09 Russell D. Ide Flexible coupling
WO2016007689A1 (en) * 2014-07-09 2016-01-14 Qatar Foundation For Education, Science And Community Development Drill string axial vibration attenuator
US9890633B2 (en) 2014-10-20 2018-02-13 Hunt Energy Enterprises, Llc System and method for dual telemetry acoustic noise reduction
GB2548027B (en) 2014-12-18 2021-01-13 Halliburton Energy Services Inc Real time drilling fluid rheology modification to help manage and minimize drill string vibrations
NZ734076A (en) 2015-02-23 2022-10-28 Dynomax Drilling Tools Inc Canada Downhole flow diversion device with oscillation damper
WO2017004399A1 (en) * 2015-06-30 2017-01-05 Lord Corporation Isolator
WO2017003443A1 (en) 2015-06-30 2017-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Outflow control device for creating a packer
EP3124740B1 (de) * 2015-07-27 2019-04-03 BAUER Spezialtiefbau GmbH Bohrgerät und verfahren zum erstellen einer bohrung von einer schwimmenden plattform
US10024314B2 (en) 2015-07-30 2018-07-17 General Electric Company Control system and method of controlling a rod pumping unit
US10801264B2 (en) 2015-08-20 2020-10-13 Impulse Downhole Solutions Ltd. On-bottom downhole bearing assembly
CA3007654C (en) * 2016-01-13 2020-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for minimizing downhole tool vibrations and disturbances
CN106837311B (zh) * 2017-02-21 2020-08-11 中石化江钻石油机械有限公司 一种防制动工具的井下测试装置
EP3645908A4 (en) * 2017-06-26 2021-03-24 HRL Laboratories, LLC FLUID AND ELASTOMER VIBRATION ISOLATOR
US10590709B2 (en) 2017-07-18 2020-03-17 Reme Technologies Llc Downhole oscillation apparatus
CA2991220C (en) * 2018-01-08 2021-02-02 Quentin Pare Battery pack for use downhole having torsion-limiting means
US10620272B2 (en) 2018-01-08 2020-04-14 Charger Industries Canada Limited Partnership Battery pack for use downhole having torsion-limiting means
BR112020018681A2 (pt) * 2018-03-15 2020-12-29 Baker Hughes Holdings Llc Amortecedores para mitigação de vibrações de ferramentas de fundo de poço e dispositivo de isolamento de vibração para conjunto de fundo de poço
US11199242B2 (en) 2018-03-15 2021-12-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation
AR123395A1 (es) 2018-03-15 2022-11-30 Baker Hughes A Ge Co Llc Amortiguadores para mitigar vibraciones de herramientas de fondo de pozo y dispositivo de aislamiento de vibración para arreglo de fondo de pozo
US11448015B2 (en) 2018-03-15 2022-09-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations
CN110439935A (zh) * 2019-08-12 2019-11-12 南京理工大学 基于磁流变脂可变刚度的柔性联轴器
US11519227B2 (en) 2019-09-12 2022-12-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string
BR112022004637A2 (pt) * 2019-09-12 2022-05-31 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Amortecimento viscoso para vibração de oscilação torcional
WO2021145875A1 (en) * 2020-01-15 2021-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compressible load shoulder for dampening shock in downhole telemetry tool
EP4271931A1 (en) * 2020-12-29 2023-11-08 Performance Pulsation Control, Inc. Drill string-connected protection from borehole pulsation energies
GB202103282D0 (en) * 2021-03-10 2021-04-21 Rockatek Ltd Downhole assembly to mitigate high frequency torsional oscillation, and oscillation mitigation tool for use in a downhole assembly
CN113738298B (zh) * 2021-09-10 2022-04-26 中国地质大学(北京) 保压取芯装置
US11873686B2 (en) * 2022-03-17 2024-01-16 General Downhole Tools, Ltd. System, method and apparatus for downhole torque-transferring ball screw

Family Cites Families (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3345832A (en) * 1965-08-20 1967-10-10 Clifford C Bottoms Rotary driving mechanism
US3539025A (en) * 1969-08-14 1970-11-10 Wayne N Sutliff Apparatus for the sumultaneous application to an oil well fish of the direct strain of a drill string and an independent jarring blow
US3834471A (en) * 1973-03-12 1974-09-10 Dresser Ind Jarring tool
US3898815A (en) * 1973-12-06 1975-08-12 Dresser Ind Pressure and volume compensating system for reciprocating oil field drilling tools
US3871193A (en) * 1973-12-12 1975-03-18 Dresser Ind Spring load system for drill string shock absorbers
US3947008A (en) * 1974-12-23 1976-03-30 Schlumberger Technology Corporation Drill string shock absorber
DE2647810C2 (de) * 1976-10-22 1978-12-14 Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah (V.St.A.) Stoßdämpfer für Tiefbohrgestänge
US4281726A (en) * 1979-05-14 1981-08-04 Smith International, Inc. Drill string splined resilient tubular telescopic joint for balanced load drilling of deep holes
US4427079A (en) * 1981-11-18 1984-01-24 Walter Bruno H Intermittently rotatable down hole drilling tool
US4647853A (en) * 1983-09-30 1987-03-03 Teleco Oilfield Services Inc. Mud turbine tachometer
US4761889A (en) * 1984-05-09 1988-08-09 Teleco Oilfield Services Inc. Method for the detection and correction of magnetic interference in the surveying of boreholes
US4598736A (en) * 1984-12-03 1986-07-08 Chorkey William J Solenoid operated valve with balancing means
GB8611091D0 (en) * 1986-05-07 1986-06-11 Ennis M S J Borehole drill construction
US4813274A (en) * 1987-05-27 1989-03-21 Teleco Oilfield Services Inc. Method for measurement of azimuth of a borehole while drilling
US4894923A (en) * 1987-05-27 1990-01-23 Alcan International Limited Method and apparatus for measurement of azimuth of a borehole while drilling
US4779852A (en) * 1987-08-17 1988-10-25 Teleco Oilfield Services Inc. Vibration isolator and shock absorber device with conical disc springs
US5034929A (en) * 1989-08-02 1991-07-23 Teleco Oilfield Services Inc. Means for varying MWD tool operating modes from the surface
US5144126A (en) * 1990-04-17 1992-09-01 Teleco Oilfied Services Inc. Apparatus for nuclear logging employing sub wall mounted detectors and electronics, and modular connector assemblies
US5133419A (en) * 1991-01-16 1992-07-28 Halliburton Company Hydraulic shock absorber with nitrogen stabilizer
USRE36848E (en) * 1992-07-17 2000-09-05 Smith International, Inc. Air percussion drilling assembly
US5305837A (en) * 1992-07-17 1994-04-26 Smith International, Inc. Air percussion drilling assembly for directional drilling applications
US5382373A (en) * 1992-10-30 1995-01-17 Lord Corporation Magnetorheological materials based on alloy particles
FR2700018B1 (fr) * 1992-12-29 1995-02-24 Inst Francais Du Petrole Méthode et dispositif de prospection sismique utilisant un outil de forage en action dans un puits.
US5833541A (en) * 1993-07-23 1998-11-10 Turner; William E. Elastomeric joints having interlocking threaded portions
US5816344A (en) * 1996-11-18 1998-10-06 Turner; William E. Apparatus for joining sections of pressurized conduit
US6102681A (en) * 1997-10-15 2000-08-15 Aps Technology Stator especially adapted for use in a helicoidal pump/motor
US6134892A (en) * 1998-04-23 2000-10-24 Aps Technology, Inc. Cooled electrical system for use downhole
US5931000A (en) * 1998-04-23 1999-08-03 Turner; William Evans Cooled electrical system for use downhole
DE19820569A1 (de) * 1998-05-08 1999-11-11 Schenck Ag Carl Ventil auf Basis elektrorheologischer und/oder magnetorheologischer Flüssigkeiten
US6105690A (en) * 1998-05-29 2000-08-22 Aps Technology, Inc. Method and apparatus for communicating with devices downhole in a well especially adapted for use as a bottom hole mud flow sensor
US6123561A (en) * 1998-07-14 2000-09-26 Aps Technology, Inc. Electrical coupling for a multisection conduit such as a drill pipe
US6257356B1 (en) * 1999-10-06 2001-07-10 Aps Technology, Inc. Magnetorheological fluid apparatus, especially adapted for use in a steerable drill string, and a method of using same
US6808455B1 (en) * 2000-05-03 2004-10-26 Michael Solorenko Torsional shock absorber for a drill string
US6568470B2 (en) * 2001-07-27 2003-05-27 Baker Hughes Incorporated Downhole actuation system utilizing electroactive fluids
NL1020355C2 (nl) * 2002-04-10 2003-10-13 Univ Delft Tech Werkwijze voor het boren van een boorput.
NL1020354C2 (nl) * 2002-04-10 2003-10-13 Univ Delft Tech Werkwijze voor het winnen van aardolie.
AU2003234360A1 (en) * 2003-04-14 2004-11-01 Per Olav Haughom Dynamic damper for use in a drill string
US7036612B1 (en) * 2003-06-18 2006-05-02 Sandia Corporation Controllable magneto-rheological fluid-based dampers for drilling
GB0319552D0 (en) * 2003-08-20 2003-09-24 Reactec Ltd Improvments in or relating to vibration contol
US7287604B2 (en) * 2003-09-15 2007-10-30 Baker Hughes Incorporated Steerable bit assembly and methods
WO2005047640A2 (en) * 2003-11-07 2005-05-26 Aps Technology, Inc. Sytem and method for damping vibration in a drill string
US7177021B2 (en) * 2004-09-14 2007-02-13 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Integrated radiation sources and amplifying structures, and methods of using the same
US9458679B2 (en) * 2011-03-07 2016-10-04 Aps Technology, Inc. Apparatus and method for damping vibration in a drill string

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111594740A (zh) * 2020-05-22 2020-08-28 中国科学院地质与地球物理研究所 钻具内发电机的线束走线结构
CN111594740B (zh) * 2020-05-22 2021-04-13 中国科学院地质与地球物理研究所 钻具内发电机的线束走线结构

Also Published As

Publication number Publication date
CN1890451A (zh) 2007-01-03
US7377339B2 (en) 2008-05-27
GB2424018B (en) 2008-05-28
CN101994487B (zh) 2012-08-15
US7219752B2 (en) 2007-05-22
WO2005047640A3 (en) 2005-12-29
CN1890451B (zh) 2010-12-08
US8662205B2 (en) 2014-03-04
CA2755416C (en) 2015-09-01
US20140224537A1 (en) 2014-08-14
US20060243489A1 (en) 2006-11-02
US8944190B2 (en) 2015-02-03
CA2755416A1 (en) 2005-05-26
US20080315471A1 (en) 2008-12-25
US20070284148A1 (en) 2007-12-13
GB0610940D0 (en) 2006-07-12
US8240401B2 (en) 2012-08-14
CA2902466C (en) 2016-06-21
CA2544832C (en) 2012-01-24
GB2424018A (en) 2006-09-13
US20130056283A1 (en) 2013-03-07
US20110291334A1 (en) 2011-12-01
CA2902466A1 (en) 2005-05-26
WO2005047640A2 (en) 2005-05-26
US7997357B2 (en) 2011-08-16
CA2544832A1 (en) 2005-05-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1890451B (zh) 用于衰减钻柱中的振动的系统和方法
CA2735967C (en) A downhole device
CN1759228B (zh) 钻进组件和方法
EP1971748B1 (en) Wellbore motor having magnetic gear drive
US6540032B1 (en) Apparatus for transferring electrical energy between rotating and non-rotating members of downhole tools
CA2754204C (en) System and method for damping vibration in a drill string using a magnetorheological damper
CA2661911C (en) Apparatus and methods for estimating loads and movements of members downhole
US7036612B1 (en) Controllable magneto-rheological fluid-based dampers for drilling
CN109790742A (zh) 使用密封的自调整偏转装置钻取定向井的钻井设备
US8919457B2 (en) Apparatus and method for determining axial forces on a drill string during underground drilling
CN114502817A (zh) 通过模态振型调谐优化振动阻尼器工具的放置
GB2443362A (en) Automatically damping vibrations of a drill bit
GB2443119A (en) Torsional bearing assembly
US10648242B2 (en) Drilling component coupler for reinforcement

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CP03 Change of name, title or address

Address after: Connecticut, USA

Patentee after: APS Technology AG

Country or region after: U.S.A.

Address before: Connecticut, USA

Patentee before: APS Technology, Inc.

Country or region before: U.S.A.

CP03 Change of name, title or address