Демпфер колебаний

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к способу демпфирования колебаний в бурильной колонне и инструменту для его осуществления. Технический результат – повышение срока службы бурильной колонны, защита ствола скважины от разрушений, защита оборудования от поломки и повышение скорости проходки. Инструмент для демпфирования колебаний для нижней части бурильной колонны содержит трубчатый корпус, выполненный с возможностью соединения каждого его конца с компонентами бурильной колонны, по меньшей мере один поршневой узел, приводимый в движение текучей средой. Причем указанный трубчатый корпус содержит наружную поверхность на наружной стенке, продольный канал и поперечный канал, проходящий в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе. Указанный поршневой узел содержит поршень, расположенный в поперечном канале, проходящем в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе. Указанный поршень содержит корпус поршня с продольной осью, дальний конец и дальнюю часть, причем указанная дальняя часть расположена в отверстии в наружной стенке трубчатого корпуса, и ближний конец и ближнюю часть, причем указанная ближняя часть связана по текучей среде с продольным каналом трубчатого корпуса, и периферийное кольцо, расположенное перпендикулярно к продольной оси и вокруг корпуса поршня между дальним и ближним концами. Причем указанное кольцо имеет максимальный наружный диаметр, который больше, чем максимальный наружный диаметр дальней части поршня и максимальный наружный диаметр ближней части, при этом максимальный наружный диаметр ближней части больше, чем максимальный диаметр дальней части, и указанное кольцо имеет первую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси, и вторую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси. При этом поршневой узел содержит головку поршня, установленную с возможностью ее удаления в дальний конец поперечного, и камеру пружины и по меньшей мере одну пружину. Причем указанная головка поршня содержит отверстие, содержащее первую часть отверстия, расположенную дистально в сторону от продольного канала, причем указанная первая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать дальнюю концевую часть поршня и позволяющим проходить по меньшей мере части дальней части поршня через него, и вторую часть отверстия головки поршня, расположенную проксимально в направлении продольного канала, причем указанная вторая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать ближнюю часть поршня. Камера пружины определяется второй частью отверстия головки поршня и по меньшей мере частью дальней части поршня и первой боковой стороной периферийного кольца. Пружина расположена в камере пружины, причем первый конец пружины соприкасается с первой боковой стороной периферийного кольца, а второй конец пружины соприкасается по меньшей мере с частью камеры пружины. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 18 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение в целом относится к инструменту и способу демпфирования поперечных колебаний в бурильной колонне.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] При добыче углеводородов из геологической среды стволы скважин, как правило, выбуривают с применением какого-либо из множества различных способов и оборудования, выбранных для конкретного места и цели бурения. При бурении скважины буровое долото вращается, соприкасаясь с формацией в осевом направлении для извлечения породы, чтобы, таким образом, сформировать ствол скважины на заданную глубину. Буровое долото обычно вращается за счет поворота бурильной колонны, с которой соединено буровое долото, и/или за счет вращательного усилия, сообщаемого буровому долоту подповерхностным буровым двигателем.

[0003] Скважинные колебания и удары (взаимозаменяемо и/или обобщенно называемые в этом документе «ударными нагрузками») возникают при взаимодействии между скважинными инструментами и формациями вдоль ствола скважины. Ударные нагрузки, возникающие в точках, расположенных вдоль бурильной колонны, в свою очередь, передаются на другие компоненты бурильной колонны и компоновки нижней части бурильной колонны. Боковые ударные нагрузки, сообщаемые бурильной колонне, могут снижать срок службы ее взаимосвязанных элементов вследствие ускорения усталостного износа. Боковые ударные нагрузки также могут приводить к разрушению самого ствола скважины, например, когда поперечные колебания вызывают, например, столкновение бурильной колонны со стенками ствола скважины. Кроме того, чрезмерные ударные нагрузки могут приводить к внезапному выходу из строя скважинного оборудования, размыванию и снижению скорости проходки.

Краткое описание чертежей

[0004] Фиг. 1 представляет собой схему приведенного в качестве примера буровой установки для бурения ствола скважины.

[0005] Фиг. 2A представляет собой перспективное изображение в разобранном виде приведенного в качестве примера узла демпфера колебаний.

[0006] Фиг. 2B представляет собой поперечное сечение приведенного в качестве примера поршневого узла демпфера колебаний по фиг. 1A.

[0007] Фиг. 3A-3D представляют собой различные виды приведенного в качестве примера поршневого узла, применяемого в узле демпфера колебаний по фиг. 2A.

[0008] Фиг. 4A-4D представляют собой различные виды приведенного в качестве примера узла демпфера колебаний с множеством поршней демпфера во втянутом положении.

[0009] Фиг. 5A-5D представляют собой различные виды приведенного в качестве примера узла демпфера колебаний с множеством поршней демпфера в выдвинутом положении.

[0010] Фиг. 6A-6C представляют собой различные виды приведенного в качестве примера узла демпфера колебаний с узлом электрического интерфейса.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0011] Фиг. 1 представляет собой схему приведенной в качестве примера буровой установки 10, расположенной на месте бурения. Бурильная колонна 20 расположена в стволе 60 скважины под поверхностью 12 в месте бурения. Бурильная колонна 20 содержит любое количество сегментов бурильной трубы 21, соединенных в непрерывную цепь для достижения требуемой глубины бурения. Наземное оборудование 14 на буровой установке 10 применяют для бурения ствола 60 скважины на требуемую глубину бурения путем управляемого вращения и опускания бурильной колонны 20. Бурильная колонна 20 содержит скважинную силовую секцию 22. Скважинная силовая секция 22 может содержать винтовой двигатель объемного типа, например, двигатель Муано, содержащий ротор 26, который выполнен с возможностью вращения относительно статора 24 за счет управляемой подачи текучей среды под давлением в силовую секцию 22.

[0012] Бурильная колонна 20 также содержит «буровой снаряд» 40 и буровое долото 50. При вращении бурильной колонны 20 мощность и крутящий момент передаются на буровое долото 50 и другое скважинное оборудование, соединенное с нижним концом бурильной колонны 20, например, на «буровой снаряд» 40, прикрепленный к продольному выходному валу 45 скважинного винтового двигателя объемного типа. Альтернативно, буровое долото 50 могут вращать с помощью скважинного винтового двигателя объемного типа, если бурильную колонну 20 не вращают с поверхности 12.

[0013] После бурения ствола 60 скважины его могут усиливать с применением операции цементирования с помощью обсадной колонны 34 и цементного кольца 32 в кольцевом пространстве между обсадной колонной 34 и скважиной.

[0014] Во время бурения наземное оборудование 14 накачивает буровую текучую среду (т.е. буровой раствор) 62 вниз по бурильной колонне 20 и из отверстий в долоте 50. Затем буровой раствор протекает вверх по кольцевому пространству 64 между бурильной колонной и стенкой скважины. Наземное оборудование вращает бурильную колонну 20, которая в конкретных вариантах реализации показана как соединенная со статором 24 скважинного двигателя в силовой секции. Ротор 26 вращается за счет перепадов давления накачиваемой текучей среды 62 в силовой секции 22 относительно статора 24 скважинного винтового двигателя объемного типа.

[0015] В ходе бурения буровой снаряд 40 и/или буровое долото 50 могут передавать колебания, которые могут распространяться вдоль бурильной колонны 20. Например, бурильная труба 21 может изгибаться и сталкиваться со стволом 60 скважины или стенкой 61 ствола скважины, передавая колебания вдоль бурильной колонны 20. Узел 100 демпфера колебаний устанавливают вдоль бурового снаряда 40 для снижения амплитуды колебаний, которые распространяются вдоль бурового снаряда 40.

[0016] Фиг. 2A представляет собой перспективное изображение в разобранном виде приведенного в качестве примера узла 100 демпфера колебаний. Узел 100 демпфера колебаний содержит множество поршневых узлов 200, расположенных вокруг оси и вокруг наружной окружности в основном цилиндрической части трубчатого корпуса 102. Трубчатый корпус 102 содержит продольный канал 103, содержащий насколько секций отверстий. Каждый из поршневых узлов 200 занимает соответствующий поперечный канал 104, образованный в трубчатом корпусе 102 и проходящий в радиальном направлении от продольного канала 103. Каждый из поперечных каналов 104 содержит гладкостенную секцию 106 и секцию 108 канала, имеющую резьбу.

[0017] Далее поршневой узел 200 будет описан применительно к изображению в разобранном виде на фиг. 2A и виду, представленному на фиг. 2B, который представляет собой поперечное сечение приведенного в качестве примера поршневого узла 200. Каждый из поршневых узлов 200 содержит множество уплотнений 202a-202i. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления уплотнения 202a-202i могут представлять собой O-образные кольцевые уплотнения, D-образные кольцевые уплотнения, уплотнения с квадратным сечением или комбинации уплотнений этих или других соответствующих типов.

[0018] Головка 210 поршня выполнена с наружной поверхностью 212, наружной периферийной поверхностью 214 и резьбовой секцией 216. Наружная поверхность 212 имеет полуцилиндрическую форму, а также радиус и закругление, которое приблизительно соответствует радиусу и закруглению трубчатого корпуса 102. Наружная периферийная поверхность 214 выполнена с диаметром, который позволяет по существу заполнять гладкостенную секцию 106 соответствующего одного из поперечных каналов 104. Наружная периферия резьбовой секции 216 сформирована с кольцевыми резьбами, которые сопрягаются с резьбами, сформированными по внутренней окружности секции 108 канала, имеющего резьбу, соответствующего одного из поперечных каналов 104. В наружной поверхности 212 образованы два отверстия 218 под рожковый ключ. В соответствии с некоторыми вариантами реализации отверстия 218 под рожковый ключ могут принимать штыри рожкового ключа для облегчения монтажа и демонтажа поперечного канала 210 в трубчатом корпусе 102.

[0019] Пружина 220 расположена вокруг верхней секции 232 поршня 230 демпфера. Верхняя секция 232 представляет собой в основном цилиндрическую часть, выполненную с возможностью прохождения через верхнюю часть 240 отверстия, образованного радиально в головке 210 поршня. Верхняя секция 232 отделена от нижней секции 236 поршня 230 демпфера периферийным кольцом 234. Периферийное кольцо 234 сформировано вокруг наружной периферии поршня 230 демпфера. Периферийное кольцо 234 имеет такой диаметр, что по существу заполняет нижнюю часть 242 отверстия головки 210 поршня. Нижняя часть 242 отверстия в радиальном направлении больше, чем расположенная вдоль той же оси верхняя часть 240 отверстия в головке 210 поршня. Нижняя часть 242 отверстия имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать со скольжением периферийное кольцо 234. Нижняя часть 242 отверстия частично образована в радиальной секции головки 210 поршня, противоположной по расположению наружной поверхности 212.

[0020] Пружина 220 прижимается к периферийному кольцу 234 и ее перемещение ограничивается в осевом направлении вокруг верхней секции 232 в пределах камеры 244 пружины. Камера 244 пружины определяется между периферийным кольцом 234 и головкой 210 поршня и нижней частью 242 отверстия в поршневом узле 200 в собранном виде. Резервуар 246 для текучей среды определяется противоположной стороной периферийного кольца 234, нижней частью 242 отверстия и опорным кольцом 250. Опорное кольцо 250 выполнено в виде диска с наружным диаметром, который больше, чем наружный диаметр нижней части 242 отверстия, а центральное отверстие 252 выполнено с возможностью вмещения нижней секции 236. Опорное кольцо 250 является съемным, прикрепляемым к головке 210 поршня с помощью множества крепежных деталей 260, например, болтов, винтов.

[0021] Фиг. 3A-3D представляют собой перспективный вид, боковой вид, боковой вид поперечного разреза и вид с торца приведенного в качестве примера поршня 230 демпфера по фиг. 2A. На этих видах изображена верхняя секция 232, периферийное кольцо 234 и нижняя секция 236. Также на фиг. 3A, 3C и 3D видно множество сквозных отверстий 302. Как это хорошо видно на фиг. 3C, сквозные отверстия 302 представляют собой осевые отверстия, созданные в периферийном кольце 234. Когда демпфер 100 колебаний собран, сквозные отверстия гидравлически соединяют камеру 244 пружины по фиг. 2A с резервуаром 246 для текучей среды.

[0022] Фиг. 4A-4D представляют собой боковой вид, перспективный вид, боковой вид поперечного разреза и вид с торца приведенного в качестве примера узла 100 демпфера колебаний с множеством поршней 230 демпфера во втянутом положении. Поршни 230 демпфера считаются втянутыми, если их соответствующие верхние секции 236 по существу не выступают за наружную периферию трубчатого корпуса 102. Согласно фиг. 4C и 4D каждый поршень 230 демпфера устанавливают во втянутое положение с помощью пружины 220, которая создает упругое усилие по отношению к поперечному каналу 210 и периферийному кольцу 234.

[0023] Фиг. 5A-5D представляют собой боковой вид, перспективный вид, боковой вид поперечного разреза и вид с торца приведенного в качестве примера узла 100 демпфера колебаний с множеством поршней 230 демпфера в выдвинутом положении. Поршни 230 демпфера считаются выдвинутыми, если их соответствующие верхние секции 236 по существу выступают за наружную периферию трубчатого корпуса 102 на радиальное расстояние 502.

[0024] Согласно фиг. 5C и 5D каждый поршень 230 демпфера устанавливают в выдвинутое положение, подавая текучую среду под давлением, например, буровую текучую среду, в канал 103. Текучая среда оказывает гидростатическое давление на нижнюю поверхность 504 нижней секции 236 поршня 230 демпфера. Приложение гидравлического усилия заданной величины позволяет преодолеть отводящее смещающее усилие пружины 220 и обуславливает выдвижение верхней части 232 за наружную периферию трубчатого корпуса 102.

[0025] Выдвижение и втягивание верхней части 232 поршня 230 демпфера амортизируют гидравлическим воздействием. Согласно фиг. 2B текучая среда, например, масло для гидравлических систем, по существу заполняет камеру 244 пружины и резервуар 246 для текучей среды. По мере того как поршень 230 демпфера переводят из втянутого положения в выдвинутое положение, текучая среда в камере 244 пружины переходит через множество сквозных отверстий 302 в резервуар 246 для текучей среды. Сквозные отверстия 302 ограничивают протекание текучей среды из камеры 244 пружины в резервуар 246 для текучей среды, препятствуя выдвижному перемещению поршня 230 демпфера. Аналогично, по мере перевода поршня 230 демпфера из выдвинутого положения во втянутое положение, например, когда верхняя часть 232 сталкивается со стенкой 61 ствола скважины, гидравлическая текучая среда в резервуаре 246 для текучей среды переходит через множество сквозных отверстий 302 в камеру 244 пружины. Сквозные отверстия 302 ограничивают протекание текучей среды из резервуара 246 для текучей среды в камеру 244 пружины, соответственно препятствуя втягиванию поршня 230 демпфера.

[0026] Это противодавление, создаваемое протеканием текучей среды через сквозные отверстия 302, снижает скорость поршня 230 демпфера при изменении давления текучей среды, подаваемой в канал 103, и/или воздействии внешних сил на верхнюю часть 232, например, когда верхняя часть 232 сталкивается со стволом 60 скважины. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления сквозные отверстия 302 могут быть выполнены с возможностью обеспечения заданной степени демпфирования. Например, количество и/или размер сквозных отверстий 302 можно выбрать с возможностью обеспечения различных степеней демпфирования. В другом примере обратные клапаны или другие узлы направленного течения могут быть включены в поршень 230 демпфера для обеспечения первой скорости демпфирования во время выдвижения и разной степени демпфирования при втягивании верхней части 232. В еще одном примере другие подходящие узлы могут быть включены в поршень 230 демпфера для обеспечения зависимых от скорости, например, нарастающих, степеней демпфирования во время выдвижения и втягивания верхней части 232.

[0027] Фиг. 6A-6C представляют собой поперечное сечение, вид с торца и перспективное изображение в разобранном виде приведенного в качестве примера узла 100 демпфера колебаний с узлом 600 электрического интерфейса. Как правило, узел 600 электрического интерфейса обеспечивает один или большее количество электропроводных путей для передачи энергии и/или электрических сигналов от одного конца узла 100 к другому. Например, узел 600 электрического интерфейса может быть применен для подачи питания и/или обеспечения связи между оборудованием на поверхности 12 и приборами для измерений в процессе бурения (MWD) или каротажа в процессе бурения (LWD), расположенными ниже узла 100 демпфера.

[0028] Узел 600 электрического интерфейса содержит один или большее количество электрических проводников 602. Электрические проводники 602 проходят от электрического соединителя 604а, расположенного на первом конце 110а узла 100 к электрическому соединителю 604b, расположенному на втором конце 110b узла 100. Электрические проводники 602 прокладывают по электропроводному каналу 606. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления электропроводный канал 606 может быть электрически и/или механически изолирован от канала 103. Например, электропроводный канал 606 может электрически изолировать и/или защищать электрические проводники 602 от текучих сред внутри канала 103.

[0029] Электрический соединитель 604a поддерживается держателем 610a, а электрический соединитель 604b поддерживается держателем 610b. Держатели 610a, 610b позиционируют и ориентируют электрические соединители 604a, 604b относительно трубчатого корпуса 102. Например, держатели 610а, 610b могут выравнивать электрические соединители 604а, 610b с центральной осью узла 100 демпфера колебаний, а электрический контакт может быть создан между электрическими соединителями 604а, 604b и аналогичными электрическими соединителями в смежных компонентах бурового снаряда, если смежные компоненты бурового снаряда ввинчены в узел 100 демпфера колебаний.

[0030] Множество уплотнений 620 обеспечивает герметичный контакт между трубчатым корпусом 102 и держателями 604а, 604b. Множество крепежных деталей 630, например болтов или винтов, съемно крепит держатель 604a к первому концу 110a, а держатель 604b ко второму концу 110b.

[0031] В ходе бурения узел 100 демпфера колебаний вставлен в бурильную колонну 20. Первая концевая часть пружины 220 соприкасается по меньшей мере с частью камеры 244 пружины, а вторая концевая часть пружины 220 соприкасается с периферийным кольцом 234, смещая поршень 230 демпфера во втянутое положение, например, в положение, показанное на фиг. 4A-4D. Бурильную колонну 20 и узел 100 демпфера колебаний вставляют в ствол 60 скважины. Текучая среда 62 протекает вниз по бурильной колонне 20 и оказывает гидростатическое давление на нижнюю поверхность 504 нижней части 236 поршня 230 демпфера. Гидравлическое давление, воздействующее на нижнюю поверхность 504, создает гидравлическое усилие, достаточное для преодоления отводящего смещающего усилия пружины 220. Гидравлическое усилие выдвигает поршень 230 демпфера в продольном направлении до тех пор, пока верхняя часть 232 не соприкоснется со стенкой ствола 61 скважины.

[0032] Хотя выше были подробно описаны несколько вариантов реализации, возможно создание других модификаций. Например, последовательность технологического процесса, описанная в данном документе, не обязательно должна соответствовать конкретному представленному порядку или последовательному порядку для достижения требуемых результатов. Кроме того, могут быть предусмотрены другие этапы, или этапы могут быть исключены из описанных технологических последовательностей, а также другие компоненты могут быть добавлены к описанным системам или удалены из них. Соответственно, другие варианты осуществления входят в объем нижеследующей формулы изобретения.

1. Инструмент для демпфирования колебаний для нижней части бурильной колонны, содержащий:

трубчатый корпус, выполненный с возможностью соединения каждого его конца с компонентами бурильной колонны, причем указанный трубчатый корпус содержит наружную поверхность на наружной стенке, продольный канал и поперечный канал, проходящий в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе;

по меньшей мере один поршневой узел, приводимый в движение текучей средой, причем указанный поршневой узел содержит:

поршень, расположенный в поперечном канале, проходящем в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе, причем указанный поршень содержит:

корпус поршня с продольной осью, дальний конец и дальнюю часть, причем указанная дальняя часть расположена в отверстии в наружной стенке трубчатого корпуса, и ближний конец и ближнюю часть, причем указанная ближняя часть связана по текучей среде с продольным каналом трубчатого корпуса, и

периферийное кольцо, расположенное перпендикулярно к продольной оси и вокруг корпуса поршня между дальним и ближним концами, причем указанное кольцо имеет максимальный наружный диаметр, который больше, чем максимальный наружный диаметр дальней части поршня и максимальный наружный диаметр ближней части, при этом максимальный наружный диаметр ближней части больше, чем максимальный диаметр дальней части, и указанное кольцо имеет первую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси, и вторую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси; и

головку поршня, установленную с возможностью ее удаления в дальний конец поперечного канала, причем указанная головка поршня содержит отверстие, содержащее первую часть отверстия, расположенную дистально в сторону от продольного канала, причем указанная первая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать дальнюю концевую часть поршня и позволяющим проходить по меньшей мере части дальней части поршня через него, и вторую часть отверстия головки поршня, расположенную проксимально в направлении продольного канала, причем указанная вторая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать ближнюю часть поршня;

камеру пружины, определяемую второй частью отверстия головки поршня и по меньшей мере частью дальней части поршня и первой боковой стороной периферийного кольца; и

по меньшей мере одну пружину, расположенную в камере пружины, причем первый конец пружины соприкасается с первой боковой стороной периферийного кольца, а второй конец пружины соприкасается по меньшей мере с частью камеры пружины.

2. Инструмент для демпфирования по п. 1, в котором периферийное кольцо выполнено как одно целое с корпусом поршня.

3. Инструмент для демпфирования по п. 1, в котором пружина расположена вокруг дальней части поршня.

4. Инструмент для демпфирования по п. 3, в котором периферийное кольцо содержит множество сквозных отверстий, проходящих от первой боковой стороны периферийного кольца до второй боковой стороны периферийного кольца.

5. Инструмент для демпфирования по п. 4, в котором масло для гидравлических систем находится в камере пружины и соединено по текучей среде через сквозные отверстия в периферийном кольце с резервуаром масла для гидравлических систем, определенном в поперечном канале.

6. Инструмент для демпфирования по п. 1, в котором в инструмент для демпфирования установлено множество поршневых узлов.

7. Инструмент для демпфирования по п. 6, в котором множество поршневых узлов располагают противостоящими парами, разнесенными по окружности вокруг трубчатого корпуса.

8. Инструмент для демпфирования по п. 1, дополнительно содержащий первый электрический соединитель на первом конце трубчатого корпуса, причем первый электрический соединитель соединен проводящим образом со вторым электрическим соединителем на втором конце трубчатого корпуса посредством электропроводного канала, расположенного внутри продольного канала.

9. Инструмент для демпфирования по п. 8, дополнительно содержащий первый держатель на первом конце и второй держатель на втором конце, причем первый держатель поддерживает первый электрический соединитель на оси продольного канала, а второй держатель поддерживает второй электрический соединитель на указанной оси.

10. Инструмент для демпфирования по п. 1, в котором периферийное кольцо содержит множество сквозных отверстий, проходящих от первой боковой стороны периферийного кольца до второй боковой стороны периферийного кольца.

11. Способ демпфирования колебаний в бурильной колонне, расположенной в стволе скважины, в соответствии с которым:

вставляют в бурильную колонну инструмент для демпфирования колебаний, содержащий:

трубчатый корпус, выполненный с возможностью соединения каждого его конца с компонентами бурильной колонны, причем указанный трубчатый корпус содержит наружную поверхность на наружной стенке, продольный канал и поперечный канал, проходящий в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе;

по меньшей мере один поршневой узел, приводимый в движение текучей средой, причем указанный поршневой узел содержит:

поршень, расположенный в поперечном канале, проходящем в радиальном направлении от продольного канала в трубчатом корпусе, причем указанный поршень содержит:

корпус поршня с продольной осью, дальний конец и дальнюю часть, причем указанная дальняя часть расположена в отверстии в наружной стенке трубчатого корпуса, и ближний конец и ближнюю часть, причем указанная ближняя часть связана по текучей среде с текучей средой в продольном канале трубчатого корпуса, и

периферийное кольцо, расположенное перпендикулярно к продольной оси и вокруг корпуса поршня между дальним и ближним концами, причем указанное кольцо имеет максимальный наружный диаметр, который больше, чем максимальный наружный диаметр дальней части поршня и максимальный наружный диаметр ближней части, при этом максимальный наружный диаметр ближней части больше, чем максимальный наружный диаметр дальней части, и указанное кольцо имеет первую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси, и вторую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси;

головку поршня, установленную с возможностью ее удаления в дальний конец поперечного канала, причем указанная головка поршня содержит отверстие, содержащее первую часть отверстия, расположенную дистально в стороне от продольного канала, причем указанная первая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать дальнюю концевую часть поршня и позволяющим проходить по меньшей мере части дальней части поршня через него, и вторую часть отверстия головки поршня, расположенную проксимально в направлении продольного канала, причем указанная вторая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать ближнюю часть поршня; и

камеру пружины, определяемую второй частью отверстия головки поршня и по меньшей мере частью дальней части поршня и первой боковой стороной периферийного кольца, и по меньшей мере одну пружину, расположенную в камере пружины;

обеспечивают контакт первого конца пружины по меньшей мере с частью камеры пружины и второго конца пружины с первой боковой стороной периферийного кольца и смещают поршень во втянутое положение;

вставляют бурильную колонну и инструмент для демпфирования в ствол скважины;

обеспечивают протекание текучей среды вниз по бурильной колонне и оказание гидростатического давления на поверхность ближнего конца поршня, причем указанное воздействие гидростатического давления на поверхность ближнего конца поршня создает усилие, достаточное для преодоления отводящего смещающего усилия пружины; и

выдвигают поршень в продольном направлении в сторону от продольного канала до тех пор, пока дальний конец не соприкоснется с боковой стенкой ствола скважины.

12. Способ по п. 11, в котором инструмент для демпфирования дополнительно содержит первый электрический соединитель на первом конце трубчатого корпуса, причем первый электрический соединитель соединен проводящим образом со вторым электрическим соединителем на втором конце трубчатого корпуса посредством электропроводного канала, расположенного внутри продольного канала, причем способ дополнительно включает передачу электрической энергии и/или электрических сигналов от первого электрического соединителя ко второму электрическому соединителю через электропроводный канал.

13. Способ по п. 11, в котором периферийное кольцо выполнено как одно целое с корпусом поршня.

14. Способ по п. 11, в котором пружина расположена вокруг дальней части поршня.

15. Способ по п. 11, в котором периферийное кольцо содержит множество сквозных отверстий, проходящих от первой боковой стороны периферийного кольца до второй боковой стороны периферийного кольца, причем способ дополнительно включает:

помещение масла для гидравлических систем в камеру пружины; и

соединение по текучей среде камеры пружины с резервуаром масла для гидравлических систем через сквозные отверстия в периферийном кольце.

16. Способ по п. 15, дополнительно включающий:

протекание масла для гидравлических систем из камеры пружины через сквозные отверстия в резервуар масла для гидравлических систем и

демпфирование перемещения поршня путем управления скоростью протекания масла для гидравлических систем через сквозные отверстия.

17. Способ по п. 16, дополнительно включающий:

обеспечение контакта дальнего конца с боковой стенкой ствола скважины с возвратным усилием, достаточным для преодоления усилия, выдвигающего поршень, и приложение возвратного усилия к периферийному кольцу;

втягивание поршня в продольном направлении с возвратным усилием;

обеспечение протекания масла для гидравлических систем из резервуара масла для гидравлических систем через сквозные отверстия в камеру пружины и

демпфирование значения скорости, с которой втягивается поршень, в зависимости от значения скорости протекания масла для гидравлических систем через сквозные отверстия.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к устройству и способам для поглощения осевых и скручивающих ударных нагрузок в колонне бурильных труб. Технический результат – предотвращение простоя поломок оборудования.

Группа изобретений относится к применяемому оборудованию и выполняемым работам, связанным со строительством подземной скважины, и предусматривает применение соединительного узла равных угловых скоростей для бурильной колонны.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги. Технический результат заключается в повышении эффективности снятия буровой коронки со штанги.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги. Технический результат заключается в повышении эффективности снятия буровой коронки со штанги.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги. Технический результат заключается в повышении эффективности снятия буровой коронки со штанги.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги. Технический результат заключается в повышении эффективности снятия буровой коронки со штанги.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги. Технический результат заключается в повышении эффективности снятия буровой коронки со штанги.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам для снятия буровой коронки со штанги. Предложенное устройство включает корпус с продольным пазом под штангу и приводом и установленный в совмещенных каналах, выполненных на боковых стенках корпуса, фиксатор для штанги.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при установке и креплении долота на компоновке низа бурильной колонны при бурении наклонных скважин.
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам снятия буровой коронки со штанги, и обеспечивает снижение трудозатрат при снятии заклиненной буровой коронки со штанги, повышение эффективности способа снятия коронки.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат – стабилизация бурильной колонны и сведение скважинной крутильной вибрации в бурильных колоннах к минимуму.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к оборудованию для добычи нефти, и предназначено для центрирования погружной установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) во время работы и спуска в скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления и защиты токоподводящего электрического кабеля к колонне погружной насосной установки нефтедобывающего оборудования.

Изобретение относится к устройствам для крепления электрического кабеля к модулям погружных насосных установок. Технический результат - упрощение конструкции, повышение надежности защиты кабеля и снижение трудоемкости монтажа.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса и трубок высокого давления от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано для крепления токопроводящего кабеля к колонне труб в скважине. Технический результат – универсальность конструкции и обеспечение надежного удержания электрического кабеля, исключающего его повреждения в процессе эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для закрепления технических средств наружной оснастки на колонне труб, спускаемой в скважину.

Группа изобретений относится к устройству и способу придания подвижности буровому шламу в стволе скважины. Технический результат - беспрепятственное перемещение бурильной колонны без замедлений и остановок.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для центрирования обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб или спускаемого с ним скважинного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Технический результат - повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса, повышение универсальности устройства.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат – стабилизация бурильной колонны и сведение скважинной крутильной вибрации в бурильных колоннах к минимуму.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к способу демпфирования колебаний в бурильной колонне и инструменту для его осуществления. Технический результат – повышение срока службы бурильной колонны, защита ствола скважины от разрушений, защита оборудования от поломки и повышение скорости проходки. Инструмент для демпфирования колебаний для нижней части бурильной колонны содержит трубчатый корпус, выполненный с возможностью соединения каждого его конца с компонентами бурильной колонны, по меньшей мере один поршневой узел, приводимый в движение текучей средой. Причем указанный трубчатый корпус содержит наружную поверхность на наружной стенке, продольный канал и поперечный канал, проходящий в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе. Указанный поршневой узел содержит поршень, расположенный в поперечном канале, проходящем в радиальном направлении в сторону от продольного канала в трубчатом корпусе. Указанный поршень содержит корпус поршня с продольной осью, дальний конец и дальнюю часть, причем указанная дальняя часть расположена в отверстии в наружной стенке трубчатого корпуса, и ближний конец и ближнюю часть, причем указанная ближняя часть связана по текучей среде с продольным каналом трубчатого корпуса, и периферийное кольцо, расположенное перпендикулярно к продольной оси и вокруг корпуса поршня между дальним и ближним концами. Причем указанное кольцо имеет максимальный наружный диаметр, который больше, чем максимальный наружный диаметр дальней части поршня и максимальный наружный диаметр ближней части, при этом максимальный наружный диаметр ближней части больше, чем максимальный диаметр дальней части, и указанное кольцо имеет первую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси, и вторую боковую сторону, перпендикулярную продольной оси. При этом поршневой узел содержит головку поршня, установленную с возможностью ее удаления в дальний конец поперечного, и камеру пружины и по меньшей мере одну пружину. Причем указанная головка поршня содержит отверстие, содержащее первую часть отверстия, расположенную дистально в сторону от продольного канала, причем указанная первая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать дальнюю концевую часть поршня и позволяющим проходить по меньшей мере части дальней части поршня через него, и вторую часть отверстия головки поршня, расположенную проксимально в направлении продольного канала, причем указанная вторая часть отверстия головки поршня имеет диаметр, выполненный с размером, позволяющим принимать ближнюю часть поршня. Камера пружины определяется второй частью отверстия головки поршня и по меньшей мере частью дальней части поршня и первой боковой стороной периферийного кольца. Пружина расположена в камере пружины, причем первый конец пружины соприкасается с первой боковой стороной периферийного кольца, а второй конец пружины соприкасается по меньшей мере с частью камеры пружины. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 18 ил.

Наверх