ИНСТРУМЕНТ СНИЖЕНИЯ УДАРНОЙ НАГРУЗКИ ДЛЯ КОМПЛЕКТА СКВАЖИННОЙ ЭЛЕКТРОННОЙ АППАРАТУРЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B17/07 E21B47/01 

[0001] При бурении скважинные инструменты подвергаются воздействию значительных сил и вибрации. Комплекты датчиков и другая чувствительная скважинная электронная аппаратура, такая, как та, что содержится в инструментах системы скважинных измерений в процессе бурения (MWD), в отклоняющих инструментах, гироскопах или инструментах системы каротажа в процессе бурения (LWD), особенно подвержена повреждениям в результате вибрации и ударной нагрузки при бурении. Электронную аппаратуру в скважинных инструментах часто устанавливают так, чтобы снизить вибрацию и ударную нагрузку, которую ощущает электронная аппаратура, но в конечном счете вибрация и ударная нагрузка все равно сокращают срок службы электронной аппаратуры и увеличивают усталость и износ оборудования низа бурильной колонны. Благодаря снижению ударной нагрузки и вибрации, ощущаемых электронной аппаратурой, продлевается срок ее службы, что экономит ценное время и деньги, которые иначе пришлось бы тратить на замену или ремонт датчиков направления и электронной аппаратуры. Соответственно дополнительные меры по минимизации ударной нагрузки и вибрации, достигающих электронной аппаратуры, представляют ценность.

Краткое описание графических материалов

[0002] Для более подробного описания вариантов осуществления далее будут приводиться ссылки на следующие сопутствующие графические материалы:

[0003] Фиг.1 представляет собой схематическое представление системы бурения, содержащей скважинный инструмент с инструментом снижения ударной нагрузки согласно раскрытым здесь принципам;

[0004] Фигуры 2A-2D представляют собой вид в поперечном разрезе инструмента снижения ударной нагрузки согласно раскрытым здесь принципам;

[0005] Фигуры 3А-3С представляют собой вид в поперечном разрезе инструмента снижения ударной нагрузки согласно раскрытым здесь принципам;

[0006] Фигуры 4A-4F представляют собой вид в поперечном разрезе инструмента снижения ударной нагрузки согласно раскрытым здесь принципам; и

[0007] Фиг.5 представляет собой изометрическое изображение компонента «кольцо с резьбой» инструмента снижения ударной нагрузки согласно раскрытым здесь принципам.

Подробное описание раскрытых вариантов осуществления

[0008] Настоящее раскрытие относится к инструменту снижения ударной нагрузки и вибрации (далее - инструмент снижения ударной нагрузки) для скважинных инструментов с электронными или чувствительными механическими компонентами. Графические материалы и приводимое ниже описание раскрывают конкретные варианты осуществления с учетом того, что варианты осуществления должны рассматриваться как пояснительные примеры принципов изобретения и не предназначены ограничивать изобретение тем, что проиллюстрировано и описано. Кроме того, следует в полной мере осознавать, что различные идеи обсуждаемых ниже вариантов осуществления могут применяться отдельно или в любом сочетании, пригодном для получения желаемых результатов. Термин «пара», «спаривать» или «спаренный» используются здесь для обозначения либо непрямого, либо прямого соединения. Так, если первое устройство спаривают со вторым устройством, это соединение может быть посредством прямого соединения; например, с помощью проведения через одно или более устройств или посредством непрямого соединения; например, с помощью конвекции или излучения. «Верхний» или «вверх по стволу скважины» означает ближе к поверхности (т.е. неглубокий) в стволе скважины, тогда как «нижний» или «скважинный» означает далекий от поверхности (т.е. глубокий) в стволе скважины.

[0009] Ссылаясь теперь на фиг.1, бурильная колонна 10 подвешивается в стволе 12 скважины и удерживается на поверхности 14 с помощью буровой установки 16. Бурильная колонна 10 содержит бурильную трубу 18, спаренную с блоком 20 скважинных инструментов. Блок 20 скважинных инструментов содержит множество (например, двадцать) воротников 22 бура, блок 1 инструментов системы скважинных измерений в процессе бурения (MWD), забойный турбинный двигатель 24 и буровую коронку 26. Воротники 22 бура подсоединены к бурильной колонне 10 на верхнем по стволу скважины конце воротников 22 бура, и верхний по стволу скважины конец блока 1 инструментов MWD подсоединен к скважинному концу воротников 22 бура, или наоборот. Верхний по стволу скважины конец забойного турбинного двигателя 24 подсоединен к скважинному концу блока 1 инструментов MWD. Скважинный конец забойного турбинного двигателя 24 подсоединен к буровой коронке 26.

[0010] Буровую коронку 26 вращает вращательное оборудование на буровой установке 16 и/или забойный турбинный двигатель 24, который реагирует на поток бурового раствора или грязи, который качается из емкости 28 для бурового раствора через центральный канал бурильной трубы 18, воротники 22 бура, блок 1 инструментов MWD и затем подается к забойному турбинному двигателю 24. Закачанный буровой раствор выбрасывается струей из буровой коронки 26 и течет обратно к поверхности через кольцевую область или кольцо, между бурильной колонной 10 и стволом 12 скважины. Когда буровой раствор течет обратно к поверхности, буровой раствор уносит из буровой коронки 26 осыпь. Вибрационные сита и другие фильтры удаляют осыпь из бурового раствора перед тем как буровой раствор снова попадет в скважину.

[0011] Воротники 22 бура обеспечивают средство выравнивания веса на буровой коронке 26, позволяя буровой коронке 26 дробить и резать породы, когда забойный турбинный двигатель 24 вращает буровую коронку 26. В процессе бурения существует необходимость отслеживать различные скважинные условия. С этой целью блок 1 инструментов MWD замеряет и сохраняет скважинные параметры и показатели породы для передачи на поверхность с использованием циркулирующей колонны бурового раствора. Скважинная информация передается на поверхность посредством кодированных колебаний величины давления в циркулирующей колонне бурового раствора.

[0012] Фиг.2A-2D представляют собой вид в поперечном разрезе инструмента снижения ударной нагрузки для установленного на воротнике комплекта скважинной электронной аппаратуры, такой как MWD, отклоняющий инструмент, гироскоп или инструмент LWD. Такие установленные на воротнике инструменты обычно направляют и закрепляют внутри звена воротника бура с помощью кривого переводника 200 буровой скважины универсальной ориентации (широко известного как «переводник UBHO»), который включен в состав инструмента снижения ударной нагрузки, показанного на фиг.2A-2D. В предшествующем уровне техники переводник UBHO 200 аксиально и вращательно закрепляет установленный на воротнике комплект скважинной электронной аппаратуры внутри воротника бура. Варианты осуществления данного раскрытия содержат переводник UBHO 200 в состав блока инструментов снижения ударной нагрузки, который поддерживает угловую ориентацию установленного на воротнике комплекта скважинной электронной аппаратуры, при этом допуская чтобы аксиальный ход поглощал ударную нагрузку и вибрацию при бурении и других скважинных операциях.

[0013] Теперь будет подробно описан инструмент снижения ударной нагрузки, показанный на фиг.2A-2D. Специалистам в данной области техники будет понятно, что отдельные конструктивные признаки в проиллюстрированном варианте осуществления можно изменить или удалить, не выходя за пределы объема настоящего раскрытия. Начиная с верхнего конца инструмента снижения ударной нагрузки, показанного на фиг.2А, инструмент снижения ударной нагрузки расположен в воротнике 205 бура с резьбовыми соединениями, чтобы сделать возможным соединение с другими трубчатыми компонентами в бурильной колонне. В верхнем конце переводник UBHO 200 подсоединен к направленному переходнику 210. Соединение между переводником UBHO 200 и направленным переходником 210 может быть резьбовым соединением, как показано на фиг.2А, и содержать уплотнительное кольцо 212 или другое уплотнение. Переводник UBHO 200 также может содержать детали, а именно сопло для ограничения потока и донную гильзу 201, чтобы направлять раствор к центру направленного переходника 210, когда раствор протекает мимо комплекта скважинной электронной аппаратуры (не показано), через переводник UBHO 200, и поступает во внутреннее высверленное отверстие направленного переходника 210. Донная гильза 201 может быть сделана из твердого, износостойкого материала, такого как карбид. Донная гильза 201 служит расходуемым объектом износа, чтобы уменьшить разрушение других компонентов ниже по течению, которое могут вызывать высокие скорости потока и связанные с ними турбулентность бурового раствора.

[0014] Уплотнение 215 может быть расположено между наружной поверхностью направленного переходника 210 и внутренним высверленным отверстием воротника 205 бура, чтобы не допускать попадание бурового раствора в компоненты инструмента снижения ударной нагрузки, размещенные между направленным переходником 210 и воротником 205 бура. Уплотнение 215 аксиально зафиксировано между концом переводника UBHO 200 и выступом 220, образованным на наружной стороне направленного переходника 210. Пружина 221 находится на противоположной стороне выступа 220. Переходя к фиг.2В, пружина 222 аксиально зафиксирована между выступом 220 и верхним концом направляющей гильзы 230. Направляющая гильза 230 аксиально и вращательно закреплена относительно воротника 205 бура. В этом варианте осуществления направляющая гильза 230 зафиксирована на месте, частично, установочными винтами 231. Направляющая гильза 230 также зафиксирована на месте относительно других компонентов в инструменте снижения ударной нагрузки, как будет подробно объяснено далее.

[0015] Направляющая гильза 230 и направленный переходник 210 совместно используют сопряженные детали, которые в целом поддерживают их вращательную ориентацию, при этом допуская относительное аксиальное движение. В некоторых вариантах осуществления вращательная ориентация может поддерживаться шлицами или шпонками. В проиллюстрированном варианте осуществления, чтобы поддерживать относительную ориентацию направляющей гильзы 230 и направленного переходника 210, используется четырехсторонний (РС4) многоугольник, как показано на фиг.2D. У направленного переходника 210 имеется многоугольник РС4 с наружной резьбой, а у направляющей гильзы 230 имеется соответствующий профиль с внутренней резьбой. Профиль многоугольника РС4 обеспечивает существенное сопротивление вращающему моменту, при этом допуская чтобы в направленном переходнике 210 образовывалось высверленное отверстие 209. Существует возможность сделать высверленное отверстие 209 больше, чем оно могло быть, если бы использовались другие направляющие детали.

[0016] Нижний конец направляющей гильзы 230 подсоединен к переходнику 260 с помощью резьбового соединения. Переходник 260 может содержать смазочный канал 261 для введения смазки, масла или других смазочных жидкостей в инструмент снижения ударной нагрузки. Чтобы способствовать выполнению резьбовых соединений, переходник 260 может также содержать гаечную деталь 262, чтобы допускать использование гаечного ключа при сборке инструмента снижения ударной нагрузки. С нижнего конца переходник 260 подсоединен к нижней гильзе 232 с помощью другого резьбового соединения. Вторая пружина 222 расположена между переходником 260 и нагрузочной распоркой 270. Нагрузочная распорка 270 может быть зафиксирована с помощью пружинных упорных колец или других стопорных механизмов, чтобы аксиально закрепить нагрузочную распорку 270 на направленном переходнике 210. Уплотнение 275 может быть расположено ниже нагрузочной распорки 270, чтобы создать уплотнение между направленным переходником 210 и нижней гильзой 232.

[0017] Другая нагрузочная распорка 271 может быть расположена ниже уплотнения 275, чтобы фиксировать уплотнение 275 и обеспечивать выступ, в который могла бы упираться пружина 223. Нагрузочная распорка 271 может быть навинчена на направленный переходник 210 или зафиксирована с помощью других широко известных стопорных механизмов. Третья пружина 223 расположена между нагрузочной распоркой 271 и анкерной хвостовой частью 280. Анкерная хвостовая часть 280 подсоединена к нижней гильзе 232 с помощью резьбового соединения. Другой отклонитель 201 жидкости может быть расположен внутри анкерной хвостовой части 280, чтобы снизить эрозию анкерной хвостовой части 280. Анкерная хвостовая часть 280 зафиксирована на месте относительно воротника 205 бура с помощью установочных винтов 231. Чтобы предотвратить перемещение бурового раствора в инструмент снижения ударной нагрузки, между анкерной хвостовой частью 280 и другими компонентами обеспечиваются различные уплотнительные кольца или другие уплотнения. Для точности аксиального размещения инструмента снижения ударной нагрузки и комплекта скважинной электронной аппаратуры между анкерной хвостовой частью 280 и поэлементным перекрестным переводником 290 может (могут) использоваться прокладка(-и) 291. Прокладка(-и) 291 также допускает, чтобы резьбовое соединение 207 воротника 205 бура выполняли повторно, обеспечивая регулируемое аксиальное расстояние между анкерной хвостовой частью 280 и поэлементным перекрестным переводником 290. В варианте осуществления, показанном на фиг.4A-4D, оба резьбовых соединения 206, 207 воротника 205 бура являются муфтовыми соединениями для простоты изготовления и сборки. С двумя муфтовыми соединениями воротник 205 бура можно изготавливать в целом со сплошным высверленным отверстием. Поэлементный перекрестный переводник 290 позволяет комплектовать инструмент снижения ударной нагрузки традиционным способом «муфта вверх/ниппель вниз», используемым при сборке бурильных колонн.

[0018] Теперь будет описано функционирование варианта осуществления инструмента снижения ударной нагрузки, показанного на фиг.2A-2D. Как обсуждалось выше, комплект скважинной электронной аппаратуры будет подсоединен к переводнику UBHO 200 в верхнем конце инструмента снижения ударной нагрузки. Различные направляющие детали инструмента снижения ударной нагрузки будут в целом поддерживать угловую ориентацию комплекта скважинной электронной аппаратуры, заданную при установке. Переводник UBHO 200 и расширительно комплект скважинной электронной аппаратуры способны аксиально перемещаться с направленным переходником 210 относительно бурильной колонны. Ударная нагрузка и вибрация от бурильной колонны гасятся пружинами 221, 222 и 223. При отдельной конфигурации, показанной на фиг.2A-2D, пружины 221 и 223 действуют в одном направлении, тогда как пружина 222 противодействует силе пружин 221 и 223. Например, восходящая ударная нагрузка от бурильной колонны заставит воротник 205 бура перемещаться вверх относительно комплекта скважинной электронной аппаратуры. Это относительное перемещение сожмет пружины 221 и 223, тогда как пружина 222 растянется. В результате комплекту скважинной электронной аппаратуры от бурильной колонны передается меньшая ударная нагрузка. Специалисту в данной области техники будет понятно, что можно использовать больше или меньше трех пружин, не выходя за пределы объема раскрытия. Желаемая жесткость пружин (и соответствующая конструкция и материал) могут варьироваться согласно весу комплекта скважинной электронной аппаратуры и скважинных условий. Пружины могут быть, например, спиральными пружинами, полосовыми волнистыми пружинами, листовыми волнистыми пружинами и/или штабелями тарельчатых пружин.

[0019] Специалисту в области техники будет понятно, что различные конкретные компоненты, описанные выше как отдельные, могут сочетаться согласно конструктивным предпочтениям, не выходя за пределы объема настоящего раскрытия. Кроме того, различные компоненты с множеством конструктивных признаков, которые сочетаются, можно разделить на дискретные компоненты. Например, направляющая гильза 230 может сочетаться с переходником 260 и нижней гильзой 232, или альтернативно эти гильзы можно разделить на множество соединенных гильз. В другом примере направленный переходник 210 также можно разделить на множество компонентов согласно конструктивным и производственным предпочтениям.

[0020] Вариант осуществления инструмента снижения ударной нагрузки, проиллюстрированный на фиг.2A-2D, обеспечивает относительно простой и малозатратный с точки зрения технического обслуживания способ снизить ударную нагрузку и вибрацию, испытываемые комплектами скважинной электронной аппаратуры. Благодаря включению в состав широко распространенного переводника UBHO 200 инструмент снижения ударной нагрузки легко вписывается в существующие конструкции бурильных колонн. Сборка различных внутренних компонентов может производиться сериями из конца в конец и затем полностью собранной помещаться в воротник 205 бура. Внутренние компоненты инструмента снижения ударной нагрузки можно содержать смазанными, закачивая смазочный материал в канал 261 и затем закрывая канал 261. Смазочный материал будет перемещаться из канала 261 между направляющими деталями направленного переходника 210 и направляющей гильзой 230, полостями для пружин 221, 222 и 223, и переходить к другим границам полос скольжения, содержащимся внутри инструмента снижения ударной нагрузки, размещенного внутри воротника 205 бура. После помещения в воротник 205 бура персоналу буровой останется только свинтить хорошо известные резьбовые соединения с бурильной колонной, куда они обычным образом поместят воротник бура для комплекта скважинной электронной аппаратуры. Определение ориентации комплекта скважинной электронной аппаратуры можно проводить как обычно; при этом единственная разница будет заключаться в нескольких установочных винтах.

[0021] На фиг.3А-3С показан другой вариант осуществления инструмента снижения ударной нагрузки. Инструмент снижения ударной нагрузки, показанный на фиг.3А-3С, сконструирован так, чтобы снизить крутящую ударную нагрузку, испытываемую скважинной электронной аппаратурой. С увеличением прочности породы часто требуется большая нагрузка на долото (WOB), чтобы поддерживать эффективную глубину резания буровой коронкой. Увеличенная WOB часто вызывает «прилипание-проскальзывание», бурную реакцию, которая наращивает крутящую энергию по длине бурильной колонны. Согласно определению вибрация прилипания-проскальзывания буровой коронки приводит к периодическим колебаниям скорости вращения буровой коронки в диапазоне от нуля до скорости, более чем в пять раз превышающей скорость вращения, измеренную на поверхности на полу буровой вышки. В фазе «прилипания» буровая коронка останавливает бурение, тогда как WOB и крутящий момент на долото (WOB) по-прежнему прилагаются. Поскольку роторный стол или верхний привод на полу буровой вышки продолжает поворачиваться, нагрузка крутящим моментом на бурильную колонну в конце концов заставит буровую коронку продвинуться или «проскользнуть», вызвав значительное увеличение в скорости ее вращения. Когда применяются забойные турбинные двигатели, идущая к поверхности крутящая волна прилипания-проскальзывания уменьшается, но все-таки сообщает вредные вибрации комплекту скважинной электронной аппаратуры. Инструмент снижения ударной нагрузки, показанный на фиг.3А-3С, уменьшает вибрацию кручения, испытываемую скважинной электронной аппаратурой, размещенной внутри воротника бура. Ориентация скважинной электронной аппаратуры внутри воротника бура поддерживается с помощью направляющих деталей внутри инструмента снижения ударной нагрузки.

[0022] Теперь будет подробно описан инструмент снижения ударной нагрузки, показанный на фиг.3А-3С. Специалисту в данной области техники будет понятно, что отдельные конструктивные признаки в проиллюстрированном варианте осуществления можно изменять или удалять, не выходя за пределы объема настоящего раскрытия. Начиная с нижнего конца инструмента снижения ударной нагрузки, показанного на фиг.3А, у инструмента снижения ударной нагрузки имеется часть 330 нижнего соединения с резьбовым соединением 331 для соединения с комплектом скважинной электронной аппаратуры или направляющим устройством. Верхний конец части 330 нижнего соединения содержит резьбовое соединение 332, которое подсоединяется к направленному валу 301. Направленный кожух 310 принимает в себя направленный вал 301.

[0023] Фиг.3С показывает поперечное сечение контактной поверхности между направленным валом 301 и направленным кожухом 310, которая обеспечивает снижение крутящей ударной нагрузки. Направленный вал 301 содержит два или более шлица 302, выступающих радиально наружу. Направленный кожух 310 содержит соответствующие шлицы 311, выступающие радиально внутрь, Эластичные обвязки 305 расположены в просветах между шлицами 302 и шлицами 311. Эластичные обвязки 305 позволяют ограничить количество относительного вращения между направленным валом 301 и направленным кожухом 310. Материал для эластичных обвязок 305 может быть выбран согласно желаемому твердомеру и условиям, ожидаемым в скважине. Эластичные материалы могут включать, например, клей-герметик холодного отверждения, бутилкаучук, уретан и нитрильный каучук. Эластичные обвязки могут быть цилиндрическими частями материала, такого, как разрезанное уплотнительное кольцо, которые укладываются между шлицами 302, 311 при сборке инструмента снижения ударной нагрузки. Альтернативно эластичные обвязки 305 могут заливаться в просветы между шлицами 302, 311 при помощи введения невулканизированного эластичного материала в каналы 312 в направленном кожухе 310, которые находятся на противоположных концах шлицев 311. Эластичный материал связан со шлицами 302, 311. В одном варианте осуществления к шлицам 302 и/или шлицам 311 может применяться высвобождающееся средство, так чтобы эластичный материал связывался с одним или ни с каким из наборов шлицов, что позволит впоследствии удалить направленный вал 301 из направленного кожуха 310, не повреждая залитый эластичный материал.

[0024] Продолжая ссылаться на фиг.3В, уравновешивающий давление поршень 320 может быть расположен между направленным валом 301 и направленным кожухом 310. Уравновешивающий давление поршень 320 ограничен в аксиальном ходу шлицами 301, 311 и частью 350 нижнего соединения. Верхний конец направленного вала 301 содержит резьбу 353 с наружной нарезкой, а нижний конец направленного кожуха 310 содержит резьбу 352 с внутренней нарезкой. Для простоты сборки резьбы 353, 352 могут иметь в целом одинаковый шаг, так чтобы часть 350 нижнего соединения соединялась резьбой с направленным валом 301 и одновременно с направленным кожухом 310. Просвет 315 между верхним концом гильзы 310 и выступом на направленном валу 301 помогает согласовать во времени накручивание двух соединений. Направленный кожух 310 накручивается, пока выступы 355 не придут в соприкосновение. В это время будет оставаться аксиальный просвет 356 между концом направленного вала 301 и частью 350 нижнего соединения. Это позволит направленному валу 301 вращаться относительно направленного кожуха 310 и части 350 верхнего соединения.

[0025] Часть 350 верхнего соединения на своем верхнем конце содержит резьбовое соединение 351. В одном варианте осуществления резьбовое соединение 351 предназначено для соединения с другим инструментом снижения ударной нагрузки, выполненным для снижения аксиальной ударной нагрузки и вибрации. Одним примером инструмента снижения ударной нагрузки, который может использоваться с вариантами осуществления данного раскрытия, является ИНСТРУМЕНТ ПОДАВЛЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА, доступный от THRU TUBING RENTAL (TTR) (Хьюстон, штат Техас). В одном варианте осуществления смазочные каналы 340 могут обеспечиваться в направленном валу 301 и/или в части 350 верхнего соединения. Смазочный материал, такой как масло или смазка, может быть введен в центральное высверленное отверстие 341. Можно позволить, чтобы введенный смазочный материал тек через центральное высверленное отверстие к другому инструменту снижения ударной нагрузки, связанному с частью 332 нижнего соединения.

[0026] В варианте осуществления, показанном на фиг.3А-3С, снижение крутящей ударной нагрузки обеспечивается с помощью относительного вращения, допущенного между направленным валом 301 и направленным кожухом 310. Крутящая ударная нагрузка от бурильной колонны проходит через любые промежуточные компоненты и достигает части 350 верхнего соединения и направленного кожуха 310, который вращательно закреплен на части 350 верхнего соединения. Благодаря просвету 356 между концом направленного вала 301 и частью 350 верхнего соединения направленный вал 301 вращательно не закреплен на направленном кожухе 310 и части 350 верхнего соединения. Относительное вращение между направленным валом 301 и направленным кожухом 310 ограничивается эластичными обвязками 305 и просветом между шлицами 302 и шлицами 311. Чтобы поддерживать общую ориентацию комплекта скважинной электронной аппаратуры, относительное вращение может быть сведено к менее чем примерно 10 градусам. В одном варианте осуществления относительное вращение сводится к диапазону от примерно 5 градусов до 8 градусов. Эластичные обвязки 305 между шлицами 302 и шлицами 311 поглощают, по меньшей мере, некоторую часть крутящей ударной нагрузки от направленного кожуха 310, вместо того чтобы передавать ее на направленный вал 301. Комплект скважинной электронной аппаратуры вращательно закреплен на части 350 верхнего соединения, чтобы выиграть от сниженной крутящей ударной нагрузки.

[0027] На фиг.4A-4F показан инструмент снижения ударной нагрузки в соответствии с другим вариантом осуществления. В этом варианте осуществления инструмент снижения ударной нагрузки содержит секцию снижения крутящей ударной нагрузки (фиг.4В) и секцию снижения осевой ударной нагрузки (фиг.4С). Снижение крутящей ударной нагрузки обеспечивается, как в варианте осуществления, показанном на фиг.3А-3С. Снижение осевой ударной нагрузки обеспечивается, как в варианте осуществления, показанном на фиг.2A-2D. В целях ясности для соответствующих деталей в варианте осуществления на фигурах 4A-4F используются те же ссылочные позиции, что и в предыдущих вариантах осуществления.

[0028] На верхнем конце инструмент снижения ударной нагрузки содержит переводник UBHO 200, который соединяется с секцией снижения крутящей ударной нагрузки, показанной на фиг.4 В. Секция снижения крутящей ударной нагрузки содержит направленный вал 401. Кольцо 460А с резьбой спаривает переводник UBHO 200 с направленным валом 401. Кольцо 460А с резьбой разделено, по меньшей мере, на две части, так чтобы его можно было собирать вокруг направленного вала 401, аксиально захваченного между выступами 463 и 464. Переводник UBHO 200 содержит резьбовую секцию 406, соответствующую кольцу 460А с резьбой, Чтобы обеспечивать угловую ориентацию между переводником UBHO 200 и направленным валом 401, оба компонента содержат соответствующие части 450 со шлицами, которые проиллюстрированы на фиг.4Е. Для сборки кольцо 460А с резьбой помещают на направленный вал 401. Соответствующие части 450 со шлицами переводника UBHO 200 и направленного вала 401 сводят вместе, когда кольцо 460А с резьбой вращается. Вращение кольца 460А с резьбой, приводящее в зацепление резьбовую секцию 406 переводника UBHO 200, тянет переводник UBHO 200 к направленному валу 201, при этом оставаясь вращательно закрепленным относительно направленного вала 401 благодаря соответствующим частям 450 со шлицами. Кольцо 460 с резьбой отдельно проиллюстрировано на фиг.5. Чтобы замкнуть сборку, кольцо 460А с резьбой содержит радиальные винтовые отверстия 461. Зазор 462 для кольца 460А с резьбой можно прорезать по радиальным винтовым отверстиям 461, так чтобы затяжка винтов в радиальных винтовых отверстиях 461 выталкивала секции кольца 460 с резьбой радиально наружу, что замыкает резьбовую секцию 406 переводника UBHO 200 с резьбовой секцией 465 на кольце 460А с резьбой.

[0029] Направленный вал 401 также содержит наружный выступ 408, который держит уплотнения 402, 403. Наружный выступ 408 также может содержать смазочные каналы 407, чтобы допускать введение масла или смазки в секцию снижения крутящей ударной нагрузки. Второе кольцо 460 В с резьбой используется, чтобы спаривать направленный кожух 410 с направленным валом 410 в целом таким же образом, как описано по отношению к переводнику UBHO 200 и кольцу 460А с резьбой. Подобно варианту осуществления, показанному на фигуре 3С, направленный вал 401 содержит обращенные наружу шлицы 409, соответствующие обращенным внутрь шлицам 411 на направленном кожухе 410, как показано на фиг.4F. Эластичные обвязки 305 расположены в просветах между шлицами 409, 411, чтобы снизить крутящую ударную нагрузку, передающуюся от направленного кожуха 410 на направленный вал 401. Эластичные обвязки 305 могут вводиться в невулканизированном состоянии через каналы 312 или укладываться на месте в виде полос при сборке инструмента снижения ударной нагрузки. Направленный кожух 410 также соединяет секцию снижения крутящей ударной нагрузки с направленным валом 210 секции снижения осевой ударной нагрузки, показанной на фиг.4С.Секция снижения осевой ударной нагрузки, показанная на фиг.4С, функционирует и собирается подобно тому, как описано по отношению к варианту осуществления на фиг.2A-2D.

[0030] Фиг.4D показывает нижний конец секции снижения осевой ударной нагрузки. Нижняя гильза 232 соединена резьбой с анкерной хвостовой частью 280. Анкерная хвостовая часть зафиксирована двумя установочными винтами 231 врозь под углами 90 градусов. Чтобы установочные винты 231 лучше держали, анкерная хвостовая часть может содержать рифленый ремень 490. Между анкерной хвостовой частью 280 и поэлементным перекрестным переводником 290 может обеспечиваться потоковая гильза 430. Потоковая гильза 430 обеспечивает плавный переход для бурового раствора от инструмента снижения ударной нагрузки к поэлементному перекрестному переводнику 290 и впоследствии к остальной бурильной колонне внизу. Потоковая гильза 430 может быть зафиксирована на месте при помощи захвата внешнего выступа 431 между воротником 205 бура и поэлементным перекрестным переводником 290.

[0031] Когда инструмент снижения ударной нагрузки установлен внутри воротника 205 бура, части блока могут смазываться маслом или смазкой через штуцеры 441 для подвода смазки. Штуцеры 441 для подвода смазки можно защищать от эрозии с помощью вторичного винта 440. Через штуцеры 441 для подвода смазки масло или смазка может проходить между внутренней частью воротника бура и различными компонентами инструмента снижения ударной нагрузки.

[00321 Раскрытые здесь варианты осуществления инструмента снижения ударной нагрузки могут использоваться совместно с переводником ударной нагрузки, который входит в состав бурильной колонны под воротником бура, который содержит комплект скважинной электронной аппаратуры. Переводники ударной нагрузки часто применяются над буровой коронкой, чтобы поглощать ударную нагрузку и вибрацию и удерживать буровую коронку прижатой к буримой породе. В одном варианте осуществления инструмент снижения ударной нагрузки настраивается, так чтобы учитывать показатели переводника ударной нагрузки, расположенного ниже. Например, когда переводник ударной нагрузки поглощает более сильные удары, в инструменте снижения ударной нагрузки могут использоваться более слабые пружины, чтобы поглощать и гасить меньшие ударные нагрузки. Дополнительно инструмент снижения ударной нагрузки можно настроить, чтобы он вдобавок смягчал переводник ударной нагрузки, чтобы избежать гармонических резонансов во время работы.

[0033] Хотя показаны и описаны были конкретные варианты осуществления, специалисты в данной области техники могут производить модификации, не выходя за пределы сущности или идей этого изобретения. Варианты осуществления в том виде, в каком они описаны, являются лишь иллюстративными, а не ограничивающими. Многие вариации и модификации возможны и не выходят за пределы объема изобретения. Соответственно объем охраны не сводится к описанным вариантам осуществления, но ограничен лишь приводимой далее формулой изобретения, объем которой будет включать все эквиваленты предмета формулы.

Инструмент содержит анкерную хвостовую часть, направляющую гильзу, направленный переходник и кривой переводник. Анкерная хвостовая часть вращательно закреплена, по меньшей мере, на одном трубчатом элементе. Направляющая гильза содержит деталь с внутренней нарезкой и угловой ориентацией. Направленный переходник вращательно закреплен и аксиально подвижен по отношению к направляющей гильзе. Кривой переводник для буровой скважины универсальной ориентации (UBHO) расположен в верхнем конце инструмента снижения ударной нагрузки. Комплект скважинной электронной аппаратуры спарен с кривым переводником UBHO. Инструмент снижает ударную нагрузку на комплект электронной скважинной аппаратуры. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 15 ил.

1. Инструмент снижения ударной нагрузки для комплекта скважинной электронной аппаратуры, содержащий:
анкерную хвостовую часть, выполненную вращательно и аксиально закрепленной внутри трубчатого элемента, верхний и нижний концы которого выполнены для соединения с бурильной колонной;
направляющую гильзу, содержащую деталь с внутренней нарезкой и угловой ориентацией;
направленный переходник, вращательно закрепленный и аксиально подвижный по отношению к направляющей гильзе, причем направленный переходник имеет сквозное отверстие и деталь с наружной нарезкой и угловой ориентацией, приспособленные к направляющей гильзе;
кривой переводник для буровой скважины универсальной ориентации (UBHO), расположенный на верхнем конце направленного переходника и выполненный с возможностью вращательного и аксиального ориентирования комплекта скважинной электронной аппаратуры внутри трубчатого элемента; и
первую пружину, расположенную в кольцевом пространстве между направленным переходником и направляющей гильзой, при этом пружина находится между первым выступом, который аксиально прикреплен к направленному переходнику, и вторым выступом, который аксиально прикреплен к направляющей гильзе,
причем либо направляющая гильза, либо направляющий переходник вращательно и аксиально закреплены относительно анкерной хвостовой части.

2. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.1, в котором детали с наружной нарезкой и внутренней нарезкой и угловой ориентацией содержат многоугольник РС4.

3. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.1, который содержит вторую пружину, выполненную для приложения силы в направлении, противоположном первой пружине.

4. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.1, дополнительно содержащий секцию снижения крутящей ударной нагрузки, содержащую направленный кожух и направленный вал, вращательно подвижный на менее чем примерно 10 градусов по отношению к направленному кожуху, причем либо направленный вал, либо направленный кожух вращательно и аксиально закреплены по отношению к направленному переходнику.

5. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.4, в котором секция снижения крутящей ударной нагрузки расположена между направленным переходником и кривым переводником UBHO.

6. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.5, в котором кривой переводник UBHO аксиально закреплен на направленном валу с помощью кольца с резьбой, расположенного между двумя выступами на направленном вале.

7. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.6, в котором кольцо с резьбой разделено, по меньшей мере, на две части и имеет по меньшей мере одно винтовое отверстие, пересекающее зазор между двумя частями.

8. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.6, в котором кривой переводник UBHO и направленный вал содержат соответствующие шлицевые секции, которые аксиально и радиально перекрываются.

9. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.4, в котором направленный вал содержит обращенные наружу шлицы, радиально и аксиально перекрывающиеся с обращенными внутрь шлицами на направленном кожухе.

10. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.9, дополнительно содержащий эластичные обвязки, расположенные в просветах между шлицами на направленном валу и шлицами на направленном кожухе.

11. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.10, дополнительно содержащий каналы в направленном кожухе, находящиеся в гидравлическом соединении с просветами между шлицами на направленном валу и шлицами на направленном кожухе.

12. Буровой снаряд, расположенный, по меньшей мере, в одном трубчатом элементе, содержащем верхнее и нижнее резьбовые соединения для соединения с бурильной колонной, причем буровой снаряд содержит:
инструмент снижения ударной нагрузки, содержащий анкерную хвостовую часть, аксиально и вращательно закрепленную на указанном, по меньшей мере, одном трубчатом элементе;
кривой переводник для буровой скважины универсальной ориентации (UBHO), расположенный на верхнем конце инструмента снижения ударной нагрузки; и
комплект скважинной электронной аппаратуры, спаренный с кривым переводником UBHO,
причем кривой переводник UBHO выполнен с возможностью вращательного и аксиального ориентирования комплекта скважинной электронной аппаратуры внутри указанного по меньшей мере одного трубчатого элемента.

13. Буровой снаряд по п.12, в котором инструмент снижения ударной нагрузки дополнительно содержит:
направляющую гильзу, которая содержит деталь с внутренней нарезкой и угловой ориентацией;
направленный переходник, вращательно закрепленный и аксиально подвижный по отношению к направляющей гильзе, причем направленный переходник имеет сквозное отверстие и деталь с наружной нарезкой и угловой ориентацией, приспособленные к направляющей гильзе; и
первую пружину, расположенную в кольцевом пространстве между направленным переходником и направляющей гильзой, при этом пружина находится между первым выступом, который аксиально закреплен на направленном переходнике, и вторым выступом, который аксиально закреплен на направляющей гильзе,
причем либо направляющая гильза, либо направляющий переходник вращательно и аксиально закреплены относительно анкерной хвостовой части.

14. Буровой снаряд по п.13, в котором инструмент снижения ударной нагрузки дополнительно содержит секцию снижения крутящей ударной нагрузки, содержащую направленный кожух и направленный вал, вращательно подвижный менее чем примерно на 10 градусов по отношению к направленному кожуху, причем либо направленный вал, либо направленный кожух вращательно и аксиально закреплен по отношению к направленному переходнику.

15. Буровой снаряд по п.13, в котором секция снижения крутящей ударной нагрузки расположена между направленным переходником и кривым переводником UBHO.

16. Буровой снаряд по п.15, в котором кривой переводник UBHO аксиально закреплен на направленном валу с помощью кольца с резьбой, расположенного между двумя выступами на направленном валу.

17. Буровой снаряд по п.16, в котором кольцо с резьбой разделено, по меньшей мере, на две части и имеет, по меньшей мере, одно винтовое отверстие, пересекающее зазор между этими двумя частями.

18. Буровой снаряд по п.14, в котором направленный вал имеет обращенные наружу шлицы, радиально и аксиально перекрывающиеся с обращенными внутрь шлицами на направленном кожухе, причем инструмент снижения ударной нагрузки дополнительно содержит эластичные обвязки, расположенные в просветах между шлицами на направленном валу и шлицами на направленном кожухе.

19. Буровой снаряд по п.18, дополнительно содержащий каналы в направленном кожухе, находящиеся в гидравлическом соединении с просветами между шлицами на направленном валу и шлицами на направленном кожухе.

20. Инструмент снижения ударной нагрузки для комплекта скважинной электронной аппаратуры, расположенного внутри трубчатого элемента, содержащий:
направленный кожух, имеющий обращенные радиально внутрь шлицы;
направленный вал, вращательно подвижный менее чем примерно на 10 градусов по отношению к направленному кожуху и имеющий обращенные радиально наружу шлицы;
кривой переводник для буровой скважины универсальной ориентации (UBHO), расположенный на верхнем конце направленного вала и выполненный с возможностью вращательного и аксиального ориентирования комплекта скважинной электронной аппаратуры внутри трубчатого элемента;
причем обращенные радиально внутрь шлицы, выполненные на направленном кожухе, радиально и аксиально перекрывают обращенные радиально наружу шлицы, выполненные на направленном валу,
при этом между указанными шлицами направленного кожуха и шлицами направленного вала расположен эластичный материал;
причем либо направленный кожух, либо направленный вал вращательно закреплены по отношению к трубчатому элементу.

21. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.12, который содержит вторую пружину, выполненную для приложения силы в направлении, противоположном первой пружине.

22. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.20, в котором эластичный материал содержит эластичные обвязки или разрезанное уплотнительное кольцо.

23. Инструмент снижения ударной нагрузки по п.22, в котором эластичные обвязки содержат клей-герметик холодного отверждения, или бутилкаучук, или уретан, или нитрильный каучук.