Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором

Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

[0001] Настоящее изобретение относится к измерениям в процессе бурения (ИПБ), а более конкретно - к телеметрическому прибору с гидроимпульсным каналом связи и способу использованию его.

Предпосылки

[0002] Система измерений в процессе бурения предназначена для выполнения связанных с бурением скважинных измерений и передачи данных на поверхность в процессе бурения скважины, обычно используемой в нефтегазовой промышленности. Гидроимпульсная скважинная телеметрия представляет собой общий способ регистрации и передачи данных, используемый в приборах для измерений в процессе бурения. Скважинный клапан может ограничивать поток бурового раствора, создавая последовательность флуктуаций давления, которые переносят информацию о характеристиках вверх по буровой скважине к наземному приемнику. Флуктуация давления проходит по буровому раствору к поверхности и принимается датчиками давления на или вблизи земной поверхности. Принимаемые сигналы давления обрабатывают для восстановления информации о характеристиках. Флуктуацию давления можно создавать в виде положительного импульса, отрицательного импульса и непрерывной волны. Эти виды можно генерировать колеблющимся клапаном, который закрывают и/или открывают, чтобы создавать повышение и/или снижение давления бурового раствора. Например, положительный импульс генерируют кратковременным закрытием клапана, чтобы ограничить поток бурового раствора в бурильной трубе для повышения давления бурового раствора. Скважинный прибор/устройство, которое генерирует такую пульсацию давления бурового раствора, в данной области техники называют гидравлическим пульсатором.

[0003] Во многих случаях высокоскоростной гидравлический пульсатор для скважинной телеметрии в подземных скважинах является желательным, поскольку при более высокой скорости передачи повышается разрешающая способность измерений и объем более детальной информации и информации о направлении, что необходимо для поддержания высокой скорости проходки. Например, обычная частота взятия отсчетов 4 бит/с при скорости бурения 10 фут/мин (3,048 м/мин) дает 24 бит/фут (78 бит/м), тогда как частота 40 бит/с при 100 фут/мин (30,48 м/мин) дает такую же скорость передачи данных на каждый пробуренный фут (0,3048 м). В настоящем раскрытии описывается высокоскоростной гидравлический пульсатор, в котором используется приводимый в действие буровым раствором инерционный привод, который ускоряет движение скважинного клапана для достижения повышенной скорости передачи данных.

Сущность изобретения

[0004] Настоящее раскрытие относится к гидравлическому пульсатору, который генерирует флуктуацию давления бурового раствора в процессе бурения подземной скважины. Согласно общему аспекту телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи используют в бурильной колонне, которая имеет протекающий внутри буровой раствор. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя пульсатор, расположенный в бурильной колонне, и приводную систему для приведения пульсатора в действие. Пульсатор может включать в себя невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора. Приводная система может включать в себя статор турбины, ротор турбины и вращательный инерционный элемент, магнитносвязанный с ротором турбины. Инерционный элемент в рабочем состоянии может быть соединен на первом конце с ротором пульсаций давления бурового раствора.

[0005] Согласно некоторым конкретным аспектам в телеметрическом приборе с гидроимпульсным каналом связи энергия вращения может передаваться с помощью магнитной связи от ротора турбины к вращательному инерционному элементу. Вращательный инерционный элемент в рабочем состоянии может быть соединен на втором конце с дополнительным двигателем, который приспособлен для пополнения энергии вращения, придаваемой вращательному инерционному элементу приводной системой. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя комплект зубчатых колес, расположенный в промежутке между ротором пульсаций давления бурового раствора и ротором турбины. Комплект зубчатых колес может иметь первый вращательный входной элемент и по меньшей мере один вращательный выходной элемент. Комплект зубчатых колес может быть приспособлен для передачи энергии от ротора турбины к ротору пульсаций давления бурового раствора.

[0006] Согласно некоторым конкретным аспектам комплект зубчатых колес может также включать в себя по меньшей мере одно промежуточное зубчатое колесо, расположенное между входным элементом и выходным элементом из комплекта зубчатых колес. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя по меньшей мере одну муфту, в рабочем состоянии соединенную с по меньшей мере одним промежуточным зубчатым колесом из комплекта зубчатых колес. Некоторое количество муфт может быть приспособлено для передачи синхронизированных всплесков энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора.

[0007] Датчик частоты вращения может быть включен и приспособлен для выдачи данных о частоте вращения вращательного инерционного элемента в процессор. Процессор может вычислять и выводить сигнал на приведение в действие по меньшей одной муфты для вхождения в зацепление и передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Процессор может вычислять период времени для зацепления муфты на основании входных данных о частоте вращения и массе вращательного инерционного элемента.

[0008] Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может также включать в себя упруго деформируемый торсионный стержень, расположенный между основанием торсионного стержня и валом ротора пульсаций давления бурового раствора. Торсионный стержень может деформироваться и накапливать упругую энергию, когда стержень передает крутящий момент от основания торсионного стержня к ротору пульсаций давления бурового раствора, и высвобождает накопленную упругую энергию для обеспечения восстанавливающего крутящего момента обратного вращения.

[0009] Согласно другому общему аспекту в настоящем раскрытии описан способ гидроимпульсной скважинной телеметрии, предназначенный для использования в бурильной колонне, имеющей протекающий внутри буровой раствор. Способ включает в себя расположение телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи. Телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи может включать в себя пульсатор, который имеет невращающийся статор пульсаций давления бурового раствора и ротор пульсаций давления бурового раствора, расположенный вблизи статора, и приводную систему, которая имеет статор турбины, ротор турбины и вращательный инерционный элемент. Буровой раствор протекает вниз по бурильной колонне и через телеметрический прибор с гидроимпульсным каналом связи. Ротор турбины может приводиться во вращение буровым раствором, протекающим через телеметрический прибор. Вращательный инерционный элемент может приводиться во вращение с помощью магнитной связи элемента с вращающимся ротором турбины приводной системы и накапливать потенциальную энергию. Вращательный инерционный элемент может передавать энергию вращения к ротору пульсаций давления бурового раствора. В таком случае ротор пульсаций давления бурового раствора может ускоряться при управляемом вращательно-колебательном движении для блокирования потока бурового раствора через статор пульсаций давления бурового раствора для генерирования множества положительных импульсов давления в буровом растворе в бурильной колонне.

[0010] Согласно дополнительным конкретным аспектам способ может также включать в себя приведение во вращение дополнительного двигателя, соединенного с вращательным инерционным элементом, для добавления энергии вращения вращательному инерционному элементу. Некоторое количество муфт может быть предусмотрено в комплекте зубчатых колес для передачи синхронизированных всплесков энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Данные с датчика частоты вращения, которые включают в себя частоту вращения вращательного инерционного элемента, могут быть выведены и приняты в процессоре, который вычисляет и выводит сигнал приведения в действие для по меньшей мере одной муфты. По меньшей мере одна муфта после приема сигнала приведения в действие может войти в зацепление для передачи энергии вращения от вращательного инерционного элемента к ротору пульсаций давления бурового раствора. Период времени для зацепления муфты может быть вычислен на основании входных данных о частоте вращения и массы вращательного инерционного элемента.

[0011] Способ может также включать в себя снижение времени выхода на рабочий режим вращения ротора пульсаций давления бурового раствора путем использования потенциальной энергии, накапливаемой при вращении вращательного инерционного элемента. Кроме того, могут быть установлены дополнительные муфты для снижения времени повторной нагрузки муфты. Упругий деформируемый торсионный стержень может быть установлен для соединения с гидравлическим пульсатором. Гидравлический пульсатор может поворачиваться обратно из положения колебаний в нейтральное положение с использованием упругой энергии, накопленной в торсионном стержне.

[0012] Детали одного или нескольких вариантов осуществления представлены на сопровождающих чертежах и в описании, приведенном ниже. Другие признаки, объекты и преимущества станут очевидными из описания и чертежей, а также из формулы изобретения.

Описание чертежей

На чертежах изображено:

[0013] фиг. 1 - схематичный вид буровой установки, используемой при буровых работах в буровой скважине;

[0014] фиг. 2 - вид с торца приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0015] фиг. 3 - разрез по А-А приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0016] фиг. 3А - увеличенный местный разрез по А-А из фиг. 3;

[0017] фиг. 4 - разрез по В-В приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0018] фиг. 5 - разрез по С-С приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию;

[0019] фиг. 6 - разрез по D-D приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию; и

[0020] фиг. 7 - иллюстрация способа использования приведенного в качестве примера телеметрического прибора с гидроимпульсным каналом связи для генерирования сигнала с высокой частотой отсчетов согласно настоящему раскрытию.

[0021] На различных чертежах одинаковыми позициями обозначены подобные элементы.

Подробное описание

[0022] На фиг. 1 показан схематичный вид буровой установки 10, используемой при буровых работах в буровой скважине 11. Буровая установка 10 может снабжаться энергией от источника механической, электрической, гидравлической, пневматической и другой энергии. На буровой установке 10 могут использоваться кабель, металлическая бурильная труба, пластиковая бурильная труба или гибкая насосно-компрессорная труба для подъема и спуска бурового долота 92, предназначенного для бурения. В примере, показанном на фиг. 1, насос 12 прокачивает промывочную жидкость 30 (в данной области техники также называемую буровым раствором) по бурильной колонне 90 вниз, через компоновку 80 низа бурильной колонны, через буровое долото 92 и обратно на поверхность по кольцевому пространству 15 между бурильной колонной 90 и стенкой 16 ствола скважины.

[0023] Компоновка 80 низа бурильной колонны может включать в себя любое количество датчиковых модулей 20, 22 и 24, которые могут включать в себя датчики оценивания пласта и датчики направления. Эти датчики хорошо известны в данной области техники и не будут описываться дополнительно. Кроме того, компоновка 80 низа бурильной колонны содержит телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи, который создает флуктуации давления в буровом растворе. Флуктуации или импульсы давления проходят к поверхности по буровому раствору в бурильной колонне 90 и обнаруживаются на поверхности любым количеством датчиков 18, расположенных на отводной трубе 19, соединенной с нагнетательной стороной насоса 12 для бурового раствора. Должно быть понятно, что датчики 18 давления могут располагаться на другом месте в трубопроводной системе, перемещающей буровой раствор в бурильную колонну 90 в буровой скважине 11. Датчики 18 могут быть преобразователями давления или аналогичными устройствами для измерения импульсов, генерируемых в компоновке 80 низа бурильной колонны и передаваемых вверх по столбу бурового раствора к поверхности. Передачу данных вверх по бурильной колонне через столб бурового раствора в данной области техники называют гидроимпульсной скважинной телеметрией.

[0024] Управляющий блок 24, который может быть вычислительным устройством, включающим в себя процессоры, запоминающие устройства, входные/выходные интерфейсы и сетевые средства связи, принимает, обрабатывает и сохраняет данные, передаваемые с помощью гидроимпульсной скважинной телеметрии к датчику. Управляющее устройство 24 может выводить сигнал на оборудование в буровой скважине или передавать принимаемые данные на другие места, удаленные от управляющего блока 24.

[0025] Управляющий блок 24 может принимать данные, такие как частота вращения, и вычислять рабочие параметры и входные данные для телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи. Управляющий блок 24 может управлять телеметрическим прибором 100 с гидроимпульсным каналом связи для обеспечения генерирования импульсных сигналов с высокой частотой повторения и приема измеряемой флуктуации давления для анализа условий бурения. Высокой частоте импульсов соответствует высокая частота взятия отсчетов, что повышает разрешающую способность измерений и позволяет более детально анализировать информацию о характеристиках, содержащуюся во флуктуации давления. Например, обычная частота взятия отсчетов 4 бит/с при скорости бурения 10 фут/мин (3,048 м/мин) дает 24 бит/фут (78 бит/м), тогда как частота 40 бит/с при 100 фут/мин (30,48 м/мин) дает такую же скорость передачи данных на каждый пробуренный фут (0,3048 м).

[0026] На фиг. 2 представлен вид с торца приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Вид с торца представляет собой вид, наблюдаемый при взгляде сверху вниз в буровую скважину 11 и в направлении втекания бурового раствора вниз в утяжеленную бурильную трубу 110 (то есть буровой раствор «втекает» в лист чертежа). Буровой раствор может быть буровым раствором 30, показанным на фиг. 1. Буровой раствор входит в статор 210 пульсаций давления бурового раствора и проходит через многоотверстный канал 120 бурового раствора пульсатора в пульсатор 200 (показанный на фиг. 3). Приводная система 300 вызывает колебания пульсатора 200 с периодическим изменением площади раскрытия канала 120 бурового раствора пульсатора для создания различных уровней ограничения потока. Такое ограничение потока вызывает флуктуацию давления в буровом растворе. Флуктуацию давления измеряют в качестве данных гидроимпульсной скважинной телеметрии. Для дальнейшей иллюстрации на фиг. 3 показан разрез по А-А пульсатора 200 и приводной системы 300.

[0027] Канал 120 бурового раствора пульсатора может быть образован некоторым количеством отверстий одинаковой или различной геометрии, распределенных равномерно или неравномерно в статоре 210 пульсаций давления бурового раствора. В осуществлении, показанном на фиг. 2, канал 120 бурового раствора пульсатора включает в себя шесть отверстий одинаковой геометрии, равномерно распределенных в статоре 210 пульсаций давления бурового раствора. Отверстия перекрывают приблизительно такую же площадь, как шесть поддерживающих спиц, так что подвижный компонент (такой как клапан) для закрытия каждого отверстия может быть расположен позади каждой спицы. В некоторых осуществлениях может быть иное количество отверстий и спиц, такое как 4, 8, 12 и т. д. Равномерное распределение отверстий является предпочтительным, но не обязательным. Во время работы подвижный компонент может поворачиваться в положительном направлении для закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора и поворачиваться в отрицательном направлении для открытия его. Это движение может быть названо колебанием, а угол колебания может изменяться в соответствии с геометрией прибора.

[0028] На фиг. 3 представлен разрез по А-А приведенного в качестве примера телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи согласно настоящему раскрытию. Телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи можно использовать в качестве телеметрического прибора 100 с гидроимпульсным каналом связи, показанного на фиг. 1, используемого в бурильной колонне 90, имеющей буровой раствор 30, протекающий внутри утяжеленной бурильной трубы 110. В осуществлении, показанном на фиг. 3, телеметрический прибор 100 с гидроимпульсным каналом связи включает в себя пульсатор 200 и приводную систему 300. Пульсатор 200 приводится в действие приводной системой 300 для создания различных уровней ограничения потока бурового раствора. Пульсатор 200 включает в себя статор 210 пульсаций давления бурового раствора, который закреплен внутри утяжеленной бурильной трубы 110, и ротор 220 пульсаций давления бурового раствора, который расположен вблизи статора 210 пульсаций давления бурового раствора для образования переменного зазора для давления.

[0029] В осуществлении, показанном на фиг. 3, статор 210 пульсаций давления бурового раствора имеет коническую носовую структуру, которая отклоняет буровой раствор к каналу 120 бурового раствора пульсатора. Коническая носовая структура может действовать подобно носовому конусу пропеллера, равномерно отклоняя входящие потоки по окружным направлениям. Поскольку диаметр утяжеленной бурильной трубы 110 имеет постоянное значение, коническая носовая структура уменьшает площадь поперечного сечения, когда буровой раствор достигает канала 120 бурового раствора пульсатора, вследствие чего повышаются скорость и давление бурового раствора.

[0030] Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора может иметь такое же радиальное поперечное сечение, какое имеет статор пульсаций давления бурового раствора. Когда ротор 220 пульсаций давления бурового раствора поворачивается относительно статора 210 пульсаций давления бурового раствора, канал 120 бурового раствора пульсатора частично или полностью закрывается. Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора размещен позади статора 210 пульсаций давления бурового раствора с зазором, известным в данной области техники как «зазор для давления», который можно регулировать для изменения амплитуды импульса давления. Ротор 220 пульсаций бурового раствора может колебаться туда и обратно, чтобы закрывать и открывать канал 120 бурового раствора пульсатора. Направление ротора 220 пульсаций давления бурового раствора для открытия канала 120 бурового раствора можно определить как положительное направление поворота, и направление для закрытия можно определить как отрицательное направление поворота.

[0031] Физические упоры и тормоза могут быть установлены на статоре 210 пульсаций давления бурового раствора для регулирования конечных точек перемещения ротора 220 пульсаций давления бурового раствора и величины ускорения/замедления. Например, регулируемые упоры могут быть помещены для предотвращения полного закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора ротором 220 пульсаций давлений бурового раствора. Этим регулируемым упором можно изменять амплитуду максимального положительного пика давления, то есть большее отверстие канала будет соответствовать меньшему пику давления. Тормоза можно использовать для изменения привязки во времени пика давления в одном цикле колебаний, а также длительности и амплитуды пика давления. Например, при более продолжительном торможении можно создавать меньший пик давления с большей длительностью.

[0032] Ротор 220 пульсаций давления бурового раствора соединен с приводной системой 300 через посредство вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора передает приводящий в действие крутящий момент для закрытия канала 120 бурового раствора пульсатора и восстанавливающий крутящий момент для открытия канала 120 бурового раствора пульсатора. Приводящий в действие крутящий момент создается вращательным выходным элементом 344, соединенным с механическим источником энергии вращения. Восстанавливающий крутящий момент создается торсионным стержнем 390, который высвобождает накопленную упругую энергию, когда торсионный стержень 390 деформируется при повороте вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. При выполнении действия по закрытию и открытию канала 120 бурового раствора пульсатора возникает флуктуация давления, то есть импульс, который можно измерить с помощью телеметрических датчиков.

[0033] Телеметрические данные во флуктуации давления могут включать в себя информацию о механике бурения. Например, телеметрические данные могут включать информацию о механике бурения, такую как виды и выраженность вибрации вниз по стволу скважины, объем бурового раствора и т. д. Оператор может использовать данные, чтобы управлять буровыми работами для достижения более эффективного бурения и предотвращения повреждения инструментов.

[0034] В осуществлении, показанном на фиг. 2, ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора используются для генерирования положительных импульсов. В нейтральном положении ротор 220 пульсаций давления бурового раствора целиком расположен позади статора 210 пульсаций давления бурового давления, при этом создается максимальный канал 120 бурового раствора. Во время возбуждения импульса ротор 220 пульсаций давления бурового раствора приводится не полностью или очень близко к каналу бурового раствора. При этом повышается сопротивление потоку и, следовательно, давление потока, вследствие чего создается положительный пик давления.

[0035] В некоторых осуществлениях ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора могут использоваться для генерирования отрицательных импульсов. Например, ротором 220 пульсаций давления бурового раствора может задаваться частично открытое положение для пропускания бурового раствора. Затем ротор 220 пульсаций давления бурового раствора приводится в движение для дополнительного открытия канала 120 бурового раствора с помощью вала 240 ротора пульсаций давлений бурового раствора. Этим создается отрицательный импульс давления.

[0036] В некоторых осуществлениях ротор 220 пульсаций давления бурового раствора и статор 210 пульсаций давления бурового раствора могут использоваться для генерирования непрерывной волны при телеметрических измерениях. Например, ротором 220 пульсаций давления бурового раствора может непрерывно закрываться и открываться клапан для генерирования флуктуаций давления, таких как синусоидальная волна в буровом растворе. Любую схему цифровой модуляции с непрерывной фазой (например, непрерывную фазовую модуляцию) можно использовать для наложения информации на несущий сигнал.

[0037] Приводная система 300 включает в себя статор 310 турбины, ротор 320 турбины, вращательный инерционный элемент 330, соединенный с ротором 320 турбины, и узел передачи, который соединяет инерционный элемент 330 с ротором 220 пульсаций давления бурового раствора через посредство вала 240 ротора пульсаций давления бурового раствора. Статор 310 турбины объединен с двухкаскадным отклонителем 312 потока, который дополнительно отклоняет буровой раствор, проходящий через пульсатор 200. Двухкаскадный отклонитель 312 потока расположен сразу же позади ротора 220 пульсаций давления бурового раствора и имеет коническую форму подобно носовой структуре статора 210 пульсаций давления бурового раствора. Двухкаскадный отклонитель 312 потока равномерно отклоняет входящий буровой раствор к периферии, где регулирующая структура статора 310 турбины выполняет регулирование и фильтрацию бурового раствора. Регулирующая структура статора 310 турбины находится в опорном контакте с утяжеленной бурильной трубой 110, а также соединяет центры статора 310 турбины и других механических структур, объединенных со статором 310 турбины, с утяжеленной бурильной трубой 110.

[0038] Статор 310 турбины объединен с корпусом 332 инерционного элемента, в котором размещен инерционный элемент 330, который магнитно связан с ротором 320 турбины через посредство магнитной муфты 360. Ротор 320 турбины принимает ускоренный, стабилизированный и фильтрованный буровой раствор из статора 310 турбины и частично преобразует кинетическую энергию, переносимую буровым раствором, в кинетическую энергию вращения, накапливаемую в роторе 320 турбины. Процесс преобразования аналогичен процессу в ветровой турбине, в которой поступательным движением газообразной среды прикладывается давление к лопаткам. Давление на участок поверхности приводит к образованию силы, которая включает в себя направленную составляющую, приводящую к повороту лопатки. Ротор 320 турбины в осевом направлении поддерживается по меньшей мере двумя комплектами подшипников 385.

[0039] Подшипники 385 могут быть подшипниками осевого вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которые поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 385 представляют собой роликовые подшипники. Ротор 320 турбины поддерживается несколькими роликами, помещенными вокруг гнезд 387 подшипников ротора турбины, и изолирован от бурового раствора соответствующими уплотнениями 388. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и ротором 320 турбины может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 385 могут быть магнитными подшипниками, на которых ротор 320 турбины подвешен вокруг корпуса 332 инерционного элемента.

[0040] Ротор 320 турбины связан с инерционным элементом 330 через посредство магнитной муфты 360. Инерционный элемент 330 может свободно поворачиваться в подшипниках 380 инерционного элемента. Подшипники 380 инерционного элемента размещены вблизи двух концов инерционного элемента 330 и установлены в корпусе 332 инерционного элемента. Магнитная муфта 360 может включать в себя несколько состоящих из двух частей элементов. Каждый из состоящих из двух частей элементов имеет первую часть, установленную на инерционном элементе 330, и вторую часть (непоказанную), установленную на роторе 320 турбины. Первая часть и вторая часть притягиваются друг к другу магнитными полями. Например, южный полюс первой части может быть расположен вблизи северного полюса второй части и притягиваться к ней или наоборот. В некоторых осуществлениях вторая часть может отсутствовать, если ротор 320 турбины изготовлен из магнитных материалов, таких как железо, гематит, постоянные магниты или другие магнитные материалы. В таком случае магнитная муфта 360 может включать в себя несколько состоящих из одной части элементов, которые выполнены как сильные магниты и соответственно поворачивают инерционный элемент 330 и ротор 320 турбины к первой части и второй части.

[0041] Группа первых частей может быть установлена с равномерно распределенными промежутками на инерционном элементе 330; и группа вторых частей может быть установлена с равномерно распределенными промежутками на роторе 320 турбины. Во время работы группа вторых частей вращается вместе с ротором 320 турбины, при этом возбуждается вращающееся магнитное поле, которое притягивает первые части в инерционном элементе 330 для вращения в том же самом направлении. Первые части и вторые части могут быть постоянными магнитами, электромагнитами и/или комбинацией из обоих. Постоянные магниты позволяют иметь более простую или более надежную конструкцию, тогда как электромагниты позволяют иметь большую эффективность управления (например, величиной зацепления, фазой и т. д.).

[0042] Поскольку магнитная муфта 360 представляет собой непрямое соединение, для каждого подвижного элемента имеется возможность быстрого прерывания движения без одновременного влияния на другой связанный элемент. Например, инерциальный элемент 330 может резко замедляться во время работы при отдаче энергии для ускорения ротора 220 пульсаций давления бурового раствора, а ротор 320 турбины вследствие непрямого соединения не может резко замедляться. Этим обеспечивается бесперебойная работа без создания значительного дополнительного шума в буровом растворе. С другой стороны, непрямое соединение приводит к постоянной фазовой задержке инерционного элемента 330, которая не оказывает никакого влияния на рабочий режим, необходимый для достижения такой же скорости, как скорость ротора 320 турбины.

[0043] Подшипники 380 инерционного элемента могут быть осевыми подшипниками вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которые поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 380 инерционного элемента представляют собой роликовые подшипники. Инерционный элемент 330 поддерживается несколькими роликами, размещенными внутри корпуса 332 инерционного элемента. В некоторых осуществлениях подшипники 380 инерционного элемента могут быть подшипниками скольжения, такими как радиальные подшипники скольжения, втулочные подшипники скольжения и подшипники скольжения с нарезами. Контакт между подшипниками скольжения и инерционным элементом 330 может хорошо смазываться. В некоторых осуществлениях подшипники 380 инерционного элемента могут быть магнитными подшипниками, на которых инерционный элемент 330 подвешен в корпусе 332 инерционного элемента.

[0044] Инерционный элемент 330 можно изготавливать из материалов с особенно высокой плотностью, таких как свинец, вольфрам, цинк, медь, нержавеющая сталь, комбинация этих материалов, или из других металлов, которые имеют высокую плотность. В некоторых осуществлениях инерционный элемент 330 может включать в себя несколько компонентов, несколько слоев материалов и/или представлять собой однородное литое изделие. Например, более плотный и более дорогой материал, такой как золото, платина, родий и т. д., можно использовать для образования внешнего слоя или внешнего компонента, тогда как менее плотный и дешевый материал, такой как сталь, можно использовать для образования внутренней части. Этим можно сочетать требования относительно высокой плотности и приемлемой стоимости.

[0045] Инерционный элемент 330 соединен с вращательным входным элементом 342 механически. Например, в осуществлении, показанном на фиг. 3, инерционный элемент 330 с внутренней стороны находится в зацеплении с вращательным входным элементом 342 (например, с помощью зубьев зубчатого колеса). Вращательный входной элемент 342 находится в зацеплении с узлом передачи из четырех или любого количества промежуточных зубчатых колес 346b, которые поддерживаются подшипниками 355 зубчатых колес. Энергия вращения передается от инерционного элемента 330 к вращательному входному элементу 342, затем к промежуточным зубчатым колесам 346b. Эта энергия также передается к другим четырем или любому количеству промежуточных зубчатых колес 346а в случае, когда комплект из четырех или любого количества муфт 350 находится в зацеплении. Далее промежуточные зубчатые колеса 346а передают энергию к вращательному выходному элементу 344. Далее вращательный выходной элемент 344 передает энергию к валу 240 ротора пульсаций давления бурового раствора, который поддерживается некоторым количеством подшипников 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора и герметизирован уплотнением 314 вала ротора пульсаций давления бурового раствора.

[0046] В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора ограничивают и поддерживают вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора только в радиальном направлении, и вал 240 ротора пульсаций давления бурового раствора может перемещаться в осевом направлении. Чтобы регулировать зазор для давления, в некоторых других осуществлениях в подшипниках 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора может ограничиваться скольжение в осевом направлении всего ротора и приводного узла с помощью двигателя с шариковым ходовым винтом или другого двигателя внутри утяжеленной бурильной трубы. Уплотнением 314 вала ротора пульсаций давления бурового раствора внутренний узел передачи приводной системы герметизируется для защиты от возможного загрязнения буровым раствором, входящим в ротор 220 пульсаций давления бурового раствора. Таким образом, инерционный элемент 330 передает часть кинетической энергии бурового раствора от ротора 320 турбины к вращательному входному элементу 342, далее к промежуточным зубчатым колесам 346b и 346а, соединенным через посредство комплекта муфт 350, к вращательному выходному элементу 344 и, наконец, к валу 240 ротора пульсаций давления бурового раствора и ротору 220 пульсаций давления бурового раствора.

[0047] Передача данных обеспечивается управлением открывающим и закрывающим движением ротора 220 пульсаций давления бурового раствора. Одной основной составляющей эффективной скорости передачи данных пульсатором является период времени открытия и закрытия ротором 220 пульсаций давления бурового раствора (или аналогично клапану в большинстве случаев). Достигаемым моментом инерции и крутящим моментом активации ротора 220 пульсаций давления бурового раствора определяется показатель ускорения для этой колебательной операции. Благодаря использованию накопленной кинетической энергии инерционного элемента 330 большой мгновенный крутящий момент может быть приложен к ротору 220 пульсаций давления бурового раствора, в результате чего повышается показатель ускорения. В осуществлении, показанном на фиг. 3, передача накопленной кинетической энергии осуществляется прямым приводным механизмом из зубчатых колес и муфт (таких как промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b и муфты 350). В некоторых осуществлениях возможны другие схемы силовой передачи. Муфта 350 включает в себя одну или большое количество муфт для переключения силовой передачи между инерциальным элементом 330 и ротором 220 пульсаций давления бурового раствора. В некоторых осуществлениях многочисленные муфты можно использовать для включения или выключения управляемой временной последовательности, чтобы повышать частоту повторения импульсов и исключать возможную небольшую скорость нагрузки или разгрузки муфтового устройства.

[0048] Подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора могут быть осевыми подшипниками вращения, такими как подшипники скольжения, роликовые подшипники, гидростатические подшипники, магнитные подшипники, комбинация из этих подшипников, и/или другими подшипниками, которое поддерживают вращение вала при незначительном трении. В осуществлении, показанном на фиг. 3, подшипники 355 зубчатых колес и подшипники 315 вала ротора пульсаций давления бурового раствора представляют собой роликовые подшипники. Промежуточные зубчатые колеса 346а и 346b поддерживаютс