控制来自旋转设备的扭矩传递的方法和系统本发明专利申请是国际申请号为PCT/US2011/043975，国际申请日为2011年7月14
日，进入中国国家阶段的申请号为201180072896.9，名称为“控制来自旋转设备的扭矩传递
的方法和系统”的发明专利申请的分案申请。
背景技术
为了从地层中生产出碳氢化合物(例如，油、天然气等)，可钻探出穿透地层中含碳
氢化合物的部分的井筒。可生产出碳氢化合物的地层部分通常被称作为“生产区域”。在某
些情形中，被井筒穿透的地层可具有多个生产区域，它们沿着井筒位于不同的部位。
一般地说，在井筒已经钻探到要求的深度之后，可进行完井操作。如此的完井操作
可包括将内衬或套筒插入井筒内，并时时地用水泥将套筒或内衬粘结到位。一旦井筒按照
要求(内衬、封壳、开孔或任何其他公知的完井结构)完成，可进行增产操作，以提高流入井
筒的碳氢化合物的生产。某些普遍采用的增产操作的实例包括水力压裂、酸化处理、断裂酸
化以及水力喷射。增产操作意在提高碳氢化合物从包围井筒的地层向井筒自身的流动，然
后，可生产出碳氢化合物直到井头。
在传统的钻探井孔的系统中，通过在地面上使用旋转台来转动钻具组传递的旋转
动力，或通过例如使用泥浆马达从井下的泥浆流中得到的旋转动力，进行碎石作业。通过这
些动力产生模式，以高速运转诸如三锥、金刚石复合片(“PDC”)的传统钻头，并在地面的旋
转台处提供或通过井下的马达提供扭矩。
当使用向下钻进马达(诸如泥浆马达)来产生进行钻探作业的转矩时，钻探作业过
程中产生的某些扭矩会传输到钻具组而不是钻头。该不需要的扭矩传递致使钻具组不稳
定。此外，这减小了递送到钻头上的扭矩，降低钻探作业的效率。因此，需要使传递到井下钻
具组合件(“BHA”)的转矩最小，底部孔组件即为钻具组和盘管。
附图说明
部分地参照以下描述和附图，可理解本发明某些特殊示例的实施例。
图1示出进行钻探作业的说明性系统；
图2示出根据本发明示范性实施例的说明性改进的钻探系统；以及
图3示出图2系统的俯视剖面图；
图4示出根据本发明另一示范实施例的旋转的压紧系统；
图5a和5b示出分别处于缩回和延伸状态中的根据本发明另一示范实施例的旋转
的压紧系统；
图6是图5的旋转的压紧系统的侧视图；
图7示出根据本发明另一示范实施例的旋转的压紧系统；
图8a和8b示出根据本发明又一示范实施例的旋转的压紧系统；
图9示出处于缩回位置中的图8的可膨胀部分的突出部；
图10示出处于伸出位置中的图8的可膨胀部分的突出部；
图11a和11b示出根据本发明一示范实施例的图8的旋转的压紧系统的操作；
图12a和12b示出根据本发明一示范实施例的图8的旋转的压紧系统的操作；
图13a-d示出根据本发明一示范实施例的图8的旋转的压紧系统的操作。
尽管已经图示地描述了本发明的实施例，并参照本发明的示范实施例予以限定，
但如此的参照并不暗示对本发明的限制，且不能推断出如此的限制。所披露的主题内容能
够在形式和功能上作出相当的修改、改变和等价物，这将为本技术领域内技术人员在获益
于本发明之后会想到的。本发明所示和所述的实施例仅是实例而已，并不穷尽本发明的范
围。
具体实施方式
本发明的说明性实施例将在文中作详细描述。为清晰起见，并非实际实施方式的
所有特征会在本说明书中描述。当然，应该认识到，在开发如此实际的实施例的过程中，可
作出许多专用于实施的决定以达到特殊的实施目的，其可因实施方式之不同而变化。此外，
应该认识到，如此的开发努力可能是复杂的和耗时的，但对于获益于本发明的本技术领域
内技术人员来说，不管怎样总是常规的任务。
为了促成更好地理解本发明，给出了以下某些实施例的实例。但以下的实例决不
被看作限制或限定本发明的范围。本发明的实施例可适用于任何类型地下地层中的水平、
垂直、倾斜的或其他非笔直的井筒。实施例可适用于注入井以及包括碳氢化合物井的生产
井。
如文中所用的术语“偶联”用来意指间接的或直接的连接。因此，如果第一装置偶
联到第二装置，则该连接可以是通过直接连接，或通过其他装置和连接物形成的间接电气
连接。如文中所用的术语“井上”意指沿着钻具组或孔从远端朝向地面，而如文中所用的术
语“井下”意指沿着钻具组或孔从地面朝向远端。
应该理解，术语“油井钻探设备”或“油井钻探系统”无意限制用这些钻探油井的术
语所描述的设备和过程的使用。术语总的还包括钻探天然气井或碳氢化合物井。此外，对于
从地下回收碳氢化合物或其他材料，如此的井可用于生产、监控或注入。
本发明总的涉及井的钻探和完井操作，具体来说，涉及减小传递到底部孔组件和
钻具组的扭矩量的系统和方法。
如图1所示，油井钻探设备100(为便于理解而作了简化)可包括井架105、井架地板
110、绞车115(示意地用钻探线和移动块代表)、钩子120、转换接头125、钻杆转换接头
(kelly joint)130、转台135、钻管140、一个或多个钻环145、一个或多个MWD/LWD工具150、
一个或多个管接头(sub)155以及钻头160。泥浆泵190通过钻探流体供应管线195将钻探流
体注入转换接头125内，该钻探流体供应管线195可包括立管196和水龙带(kelly hose)
197。钻探流体流过钻杆转换接头130、钻管140、钻环145和管接头155，并通过钻探160内的
喷口或喷嘴流出。钻探流体然后向上流过钻管140和钻孔165壁之间的环腔。钻孔165的一个
或多个部分可包括一敞开孔，钻孔165的一个或多个部分可加封壳。钻管140可由多个钻管
接头组成。钻管140可以是单一的额定直径和重量(即，磅每英尺)或可包括两个或多个不同
额定直径和重量的接头区间。例如，在水平钻探或其他应用中，重量重的钻管接头的区间可
应用在较轻重量的钻管接头的区间之上方。钻管140可供选择地包括一个或多个分布在钻
管接头中的管接头155。如果纳入了一个或多个管接头155，则一个或多个管接头155可包括
探测设备(例如，传感器)、通讯设备、数据处理设备或其他设备。钻管接头可以是任何合适
的尺寸(例如，30英尺长)。钻探流体返回管线170使钻探流体从钻孔165返回，并将其循环到
钻探流体池(未示出)，然后，钻探流体最终通过泥浆泵190再循环返回到钻探流体供应管线
195。钻环145、随钻测量(“MWD”)/随钻记录(“LWD”)工具150以及钻头160的组合被称作为井
下钻具组合件(或“BHA”)。该BHA还可包括钻头接头、泥浆马达(下文中讨论)、稳定器、用于
各种螺纹扣型的震动装置和转换器。泥浆马达作为用来转动钻头160的旋转装置运转。BHA
的不同部件可以本技术领域内技术人员熟知的方式进行偶联，例如，通过接头来偶联。BHA、
钻管140和任何纳入的管接头155的组合被称作为钻具组。在旋转钻探中，转台135可转动钻
具组，或替代地，钻具组可通过顶驱动组件转动。
一个或多个力传感器175可沿着钻管分布，该分布取决于系统的需要。一般地说，
力传感器175可包括一个或多个传感器装置，以产生响应于材料中的物理性的力、应变或应
力作出的输出信号。传感器装置可包括应变仪器件、半导体器件、光子器件、石英晶体器件，
或包括将材料上或材料中的物理性的力、应变或应力转换为电信号或光信号的其他器件。
在某些实施例中，力的测量可直接从力传感器175中的一个或多个传感器器件的输出中获
得。在其他实施例中，力的测量可基于一个或多个传感器器件的输出并结合其他数据来获
得。例如，可根据材料特性或尺寸、附加的传感器数据(例如，一个或多个温度或压力传感
器)、分析或标定来确定测得的力。
一个或多个力传感器175可测量一个或多个力分量，诸如沿着钻管的轴向张力或
压力，或扭矩。一个或多个力传感器175可用来测量如下一个或多个力分量，该力分量是由
钻孔反作用或钻孔消耗的力分量，诸如是钻孔的拖曳或沿着钻管的钻孔扭矩。一个或多个
力传感器175可用来测量诸如压力诱发的力、弯曲力或其他力的一个或多个其他的力分量。
一个或多个力传感器175可用来测量力的组合或力分量的组合。在某些实施方式中，钻具组
可纳入一个或多个传感器，以测量力之外的其他参数，诸如温度、压力或加速度。
在一个示例的实施例中，一个或多个力传感器175位于钻管140上或钻管140内。其
他的力传感器175可在一个或多个钻环145或一个或多个MWD/LWD工具150之上或之内。还有
其他的力传感器175可内置入或以其它方式偶联到钻头160。还有其他的力传感器175可设
置在一个或多个管接头155之上或之内。一个或多个力传感器175可在地面上提供由钻具组
所经受的一个或多个力或扭矩分量。在一个示例的实施例中，一个或多个力传感器175可纳
入到绞车115、钩子120、转换接头125内，或者在地面上以其它方式被采用，以在地面上测量
由钻具组所经受的一个或多个力或扭矩分量。
一个或多个力传感器175可通过粘结剂或连接方法偶联到钻具组的部分上。该粘
结剂或连接方式可使用诸如环氧树脂那样的粘结试剂或紧固件来实现。一个或多个力传感
器175可经受力、应变或涉及力、应变的应力场，或由与力传感器175偶联的钻具组部件近端
地经受的应力场。
其他的力传感器175可偶联成不经受由近端地偶联到力传感器175的钻具组部件
所经受的所有的力、应变或一部分的力、应变，或应力场。以此方式偶联的力传感器175可经
受其他环境条件，诸如一个或多个温度或压力。这些力传感器175可用于信号调节、补偿或
标定。
力传感器175可偶联到以下中的一个或多个：钻具组部件的内表面(例如，钻孔)、
钻具组部件的外表面(例如，外直径)、钻具组部件的内或外表面之间的凹陷部。力传感器
175可偶联到一个或多个面上，或偶联到正交于钻具组部件的直径的轴线的其他结构。力传
感器175可沿相对于特定力分量或有待测量的力分量组合的方向或定向的一个或多个方向
或定向偶联到钻具组部件上。
在某些实施方式中，力传感器175可成组地偶联到钻具组部件上。在其他的实施方
式中，力传感器175可包括成组的传感器器件。当成组的力传感器175或成组的传感器器件
被使用时，该成组的元件可以相同的或不同的方式偶联。例如，成套的力传感器175或传感
器器件中的元件可具有相对于彼此不同方向或定向。在成组的力传感器175或成组的传感
器器件中，该成套元件中一个或多个元件可连接起来以经受所涉应变场，以及该成套元件
中一个或多个元件(即，“仿真元件”)可连接起来而不经受同样的应变场。然而，仿真元件可
以仍然经受一个或多个环境条件。成组力传感器175或传感器器件中的元件可对称地偶联
到钻具组部件。例如，成组力传感器175或传感器器件中的三个、四个或更多个元件可围绕
钻具组部件的圆周基本上等距离地间距开。成组的力传感器175或传感器器件可用于：测量
多个力分量(例如，方向分量)、分离多个力分量、从测量值中移除一个或多个力分量、或补
偿诸如压力或温度之类的因素。某些示例的力传感器175可包括主要是单一方向的传感器
器件。力传感器175可使用市购的传感器器件组，诸如是电桥式或玫瑰形式的。
图2示出根据本发明的示范实施例改进的钻探系统。如上所讨论的，BHA202可包括
多个不同部件，包括泥浆马达204和钻头206。正如本技术领域内技术人员会认识到的，根据
本发明的益处，泥浆马达204通常是正排量的钻探马达，其使用钻探流体的水力动力来驱动
钻头206。根据本发明的示范实施例，BHA 202可包括可供选择的非转动的部分208。BHA 202
的可供选择的非转动的部分208可包括除泥浆马达204和钻头206之外的任何BHA 202部件。
例如，可供选择的非转动的部分208可包括钻环145、MWD/LWD工具150、钻头接头、稳定器、震
动装置和转换器。
如图2所示，BHA 202的可供选择的非转动的部分208还可包括一个或多个沿着其
一部分延伸的杆210。尽管图2示范实施例的杆210显示为沿着该可供选择的非转动的部分
208全长延伸，但正如本技术领域内技术人员会认识到的，根据本发明的益处，在其它示范
的实施例中，杆208可沿着该可供选择的非转动的部分208的部分长度延伸。杆210可以用任
何合适材料制成，包括但不限于铜、黄铜或钢。
在钻探和构造地下井筒过程中，通常可将套筒组引入到井筒内。为了稳定套筒，通
常通过套筒向下泵送水泥浆，然后，将水泥浆向上泵送到套筒和井筒壁之间的环腔内。该套
筒可执行好几个功能，包括但不限于：保护井筒附近的新鲜水层，隔离损耗回收区域，或隔
离压力梯度显然不同的地层。因此，如图2所示，套筒212可沿着覆盖其内表面的一部分井筒
延伸。根据本发明的示范实施例，套筒212可包括沿着其长度的一组或多组的突出。在图2的
示范实施例中，套筒212包括第一组突出214和相对于第一组突出214位于井下方向的第二
组突出216。每组突出可包括基本上位于井筒同一深度处定位在不同径向部位的一个或多
个突出。在一个实施例中，每组突出214、216中的突出可沿着套筒212内圆周对称地定位。
图3示出根据本发明的示范实施例的钻探系统俯视图。具体来说，图3示出图2系统
的俯视剖面图，包括第一组突出214、可供选择的非转动的部分208和杆210。
在钻探作业过程中，由泥浆马达204产生使钻头206转动的力还可使BHA202的其余
部分转动。图2和3示出了转矩218，在一个示范实施例中，该转矩218沿逆时针方向施加。根
据本发明的实施例，钻探系统可装备有转动的压紧系统200，其由至少一个杆210和突出组
214组成。具体来说，当BHA 202的可供选择的非转动的部分208转动时，杆210转动，直到它
们与位于井筒内第一深度处的第一突出组214接触为止。一旦杆210与第一突出组214中的
突出相干涉(即，相接触)，BHA 202的可供选择的非转动的部分208便可不再转动。因此，突
出组214可控制BHA 202的可供选择的非转动的部分208的转动。一旦杆210接触第一突出组
214，该可供选择的非转动的部分208对泥浆马达204提供刚性的支承，所提供的扭矩218被
引导到钻头206。此外，因为该可供选择的非转动的部分208的转动因杆210与第一突出组
214相干扰而受到限制。所以，可减小或防止不希望的扭矩传递到BFA 202的部分以及钻具
组的其余部分。
在一个实施例中，当钻探作业继续且BHA 202向着井下移动时，将出现杆210已经
通过第一组突出214的时刻。在一个实施例中，第二组突出216可定位在第二深度处，这样，
一旦BHA 202到达井筒中的第二深度，第二组突出便可对杆210提供接触，以便控制该可供
选择的非转动的部分208的转动。由此，不同组的突出可用来控制BHA 202的可供选择的非
转动的部分208在井筒中不同部位处的转动。
如本技术领域内技术人员会认识到的，基于本发明的益处，本发明不受以下因素
的限制：BHA的可供选择的非转动的部分上杆的数量；各个突出组中突出的数量；套筒中突
出组的数量；或突出组之间的距离。因此，杆和突出可采用任何要求的数量或布置。如本技
术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，可设计杆210的长度和不同突出组214、
216的分离距离，以使得在钻头206钻透地层时始终有突出组可与杆210相干涉，并阻止BHA
202的可供选择的非转动的部分208的转动。在一个示范的实施例中，突出组214、216可以分
开40英尺。此外，在一个实施例中，杆210可沿着可供选择的非转动的部分208的外表面延伸
40英尺。因此，操作者可设计杆210和突出组214、216以满足不同地域条件。例如，在一个示
范实施例中，杆210和突出组214、216可设计成能抵抗2000ft.lbs(英尺·磅)的扭矩。
在一个示范的实施例中，突出组214、216中的突出可设计成能够缩回到套筒212
内。在该实施例中，操作者可有选择地致动或停止致动突出，以控制BHA 202的可供选择的
非转动的部分208是否可转动。同样地，在一个实施例中，杆210可设计成能够缩回到BHA202
的可供选择的非转动的部分208内。可缩回部件的设计和实施是本技术领域内技术人员众
所周知的，因此这里不作详细讨论。此外，在一个示范的实施例中，杆210可拆卸地附连到
BHA 202的可供选择的非转动的部分208。同样地，突出214、216可与套筒212形成一体，或可
拆卸地附连在其上。在一个示范的实施例中，突出可由铸铁制成。在钻探作业过程中，万一
杆210和/或突出组214、216损坏，则杆210和/或突出组214、216的可拆卸的附连使得对它们
的替换或修理变得更为容易。
尽管图2和3的转动的压紧系统200显示为位于可供选择的非转动的部分208上，但
正如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，通过沿着钻具组将转动的压
紧系统200放置在其它的部位，便可使用同样的方法和系统。例如，在一个示范的实施例中，
转动的压紧系统200可放置在钻管140上。
图4示出根据本发明的另一示范实施例的转动的压紧系统400。在该示范的实施例
中，转动的压紧系统400显示为设置在钻管140上。然而，如本技术领域内技术人员会认识到
的，有了本发明的益处，转动的压紧系统400可放置在钻探系统中的任何位置，例如，放置在
BHA 202的可供选择的非转动的部分208上，就如以上结合图2和3所讨论的。在一个实施例
中，转动的压紧系统400设置在钻管140周长的周围，并可沿着钻管140移动。该钻管140可包
括不具有突出和槽的第一部分404。钻管140的外围可包括沿着第二部分406延伸的突出
402，它们在第二部分上形成板条408。转动的压紧系统400包括可与板条408啮合的突耳
410，转动的压紧系统400的外表面可包括杆412。杆412可由任何合适材料制成，例如，钢或
用碳化物加强的钢。杆412可与套筒或井筒壁相接触，由此，基本上阻止转动的压紧系统400
作转动运动。
在操作中，转动的压紧系统400最初可位于钻管140的第一部分404上的第一位置
处。当在该位置中时，突耳410不啮合钻管140上的板条408。因此，钻管140可独立于转动的
压紧系统400而移动，它们两个没有可转动地偶联。因此，在该位置中，尽管转动的压紧系统
400被杆412可转动地保持在位置中，但钻管140却可自由地转动。当希望抑制钻管140转动
时，转动的压紧系统400可移到钻管第二部分406上的第二位置。一旦处于第二位置中，突耳
410啮合板条408，将钻管140可转动地偶联到转动的压紧系统400。因此，在第二位置中，杆
412基本上阻止钻管140的转动运动。
如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，可通过任何合适的装
置进行控制转动的压紧系统400在第一位置和第二位置之间的运动。例如，在一个示范的实
施例中，转动的压紧系统400可用弹簧进行加载。在另一示范的实施例中，转动的压紧系统
400的定位可由操作者进行遥控。遥控各部件运动的方法和系统为本技术领域内技术人员
众所周知的，因此这里不作详细讨论。
图5a和5b示出根据本发明的另一示范实施例的转动的压紧系统500。在该实施例
中，图2和3中的杆210可用多个弹簧致动的杆510替代。如图5a和5b所示，弹簧致动的杆510
可通过控制弹簧512而伸出或缩进。如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益
处，本发明不局限于任何具体数量的弹簧致动的杆510，使用者可根据设计参数确定弹簧致
动的杆510数量。例如，在一个示范的实施例中，可使用单个弹簧致动的杆510。在其它示范
实施例中，多个弹簧致动的杆可对称地或非对称地放置在转动的压紧系统500的外表面周
围。每个弹簧致动的杆510可包括对应的弹簧512。
在操作中，在初始状态下，弹簧致动的杆510可处于如图5a所示的坍缩状态中。转
动的压紧系统500还可包括装备有J型狭槽结构的锥形心轴，其可用来伸展或坍缩该弹簧致
动的杆510。在一个示范的实施例中，弹簧致动的杆510与周围套筒514或井筒壁的接触点可
包括多个齿，它们相对于井筒轴线轴向地形成。弹簧致动的杆510在被致动时可如图5b所示
地延伸。
图6是图5的转动的压紧系统500的侧视图。如图6所示，在一个示范的实施例中，弹
簧致动的杆510可相对于可供选择的非转动的部分倾斜，以例如倾斜成略微面向上。因此，
转动的压紧系统500可允许钻具组向下运动。具体来说，钻具组602的向下运动将复位套筒
514或井筒壁上弹簧致动的杆510的压力，以允许钻具组向下运动。然而，如本技术领域内技
术人员会认识到的，有了本发明的益处，在带有倾斜的弹簧致动杆510的实施例中，钻具组
的向下运动会在钻具组上产生扭矩。例如，在图6的示范实施例中，钻具组602的向下运动缓
慢地产生扭矩604，该扭矩造成左手向的转向运动。该运动最终会在钻具组602的部件上作
用高的扭矩。在一个带有倾斜的弹簧致动的杆510的示范实施例中，钻头160偶尔可松弛，致
使弹簧致动的杆510沿相反方向转动，并由此松弛扭矩604。
在一个示范的实施例中，如图7所示，图5和6的转动的压紧系统500可与图4的实施
例组合。具体来说，可提供转动的压紧系统700，其包括弹簧致动的杆710。该转动的压紧系
统700还可包括突耳710，其啮合钻具组一部分上的槽708，钻具组部分例如是钻管140。因
此，如以上结合图4所讨论的，转动的压紧系统700可放置在钻管140第一部分704上的第一
位置中，在该位置中允许钻具组转动。替代地，转动的压紧系统700可移动到钻管140第二部
分706上的第二位置中，在该位置中阻止钻管140的转动运动。
使用图7的转动的压紧系统700，就不需要为复位弹簧致动的杆710而停止钻探作
业。在一个示范的实施例中，心轴可偶联到钻具组上。该心轴可保持住带有花键的弹簧致动
的杆710，该杆是六边形的管子或其它合适的装置。心轴还可包括弹簧。在一个示范的实施
例中，心轴上的弹簧可推压弹簧致动的杆710，而钻具组下推钻头160，由此将弹簧致动的杆
710置于缩回的位置。当钻探作业继续时，钻具组向着井下地移动。一旦钻具组向着井下地
移动预定的距离，心轴可允许弹簧致动的杆710移至其延伸的位置。由于弹簧致动的杆710
被释放，转动的压紧系统被致动，并基本上阻止钻具组的可供选择的非转动部分的转动。当
钻探作业继续时，心轴经过弹簧致动的杆710而向着井下移回，继续该过程直到钻探作业完
成。因此，如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，心轴可被设计成在钻
具组向着井下移动预定距离时缩回和延伸该弹簧致动的杆710。
图8a和8b示出根据本发明的另一示范实施例的转动的压紧系统800。该转动的压
紧系统800可包括弹簧802和可膨胀的部分804。可膨胀的部分804可包括具有突出808的外
壳806。该可膨胀的部分还可包括槽810，槽810啮合钻管140并可转动地将钻管140偶联到可
膨胀的部分804。当钻探作业继续时，钻管140可向上或向下地滑动通过可膨胀部分804的
槽。例如，如图8b所示，弹簧802可被压缩，在钻探作业过程中，当钻管140向着井下移动时，
可膨胀的部分804可被向上曳拉而经过钻管140上的槽。图9示出处于缩进位置中的突出
808，而图10示出处于延伸位置中的突出808。根据本发明的实施例，如图8b所示，当不希望
阻止转动时，可停止致动突出808。在一个实施例中，突出808可转动而延伸出可膨胀部分
804之外，或缩回到可膨胀部分804内。
图11和12示出对根据本发明的一示范实施例的处于钻探作业中的转动的压紧系
统800的使用。如图11a所示，当钻探作业进行时，在钻探作业过程中由于施加的扭矩，可使
盘管逆时针方向转动。图11b示出带有突出808的可膨胀部分804的仰视图。当盘管转动时，
可膨胀的部分804的突出808可移至其膨胀位置(如图10和11b所示)，由此，与周围的套筒或
井筒壁接触，并将可膨胀的部分804转动锁定在位置中。因为钻管140可转动地偶联到可膨
胀的部分804，其也不再转动。
当钻探作业继续时，可滑动地移动通过可膨胀的部分804的钻管140继续向着井下
移动，如图12a所示，弹簧802被压缩。当行程为最大时，钻探作业不能再进行下去，而钻探扭
矩松弛。由于钻探扭矩松弛，盘管可往回扭转，突出808返回到其缩回位置，如图12b所示。当
突出808返回到其缩回位置时，它们解开对可膨胀的部分804和钻管140的转动锁定。弹簧
802然后可迅速跳回到其初始位置，如图11a所示，而钻管可自由地向下移动，钻探作业可继
续进行。以上步骤可重复，直到钻探作业完成为止。
图13a-d示出根据本发明另一示范实施例的转动的压紧系统的操作。该转动的压
紧系统可包括偶联到可膨胀的部分1304的弹簧1302。可膨胀的部分1304可包括外壳1306和
多个缩回的突出1308。在一示范的实施例中，可膨胀的部分1304可包括6个可缩回的突出
1308。如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，这里所披露的方法和系统
不局限于特定数量的可缩回的突出1308，仅是为了说明之目的，这里采用了有6个狭槽的实
施例。
在一个实施例中，钻管140可包括多个对应于可缩回的突出1308的板条1310。在一
个示范的实施例中，钻管140可包括6个板条1310。外壳1306可包括多个可啮合板条1310的
狭槽。在一示范的实施例中，外壳可包括一对狭槽1312、1314，其用于如图13d所示的各个可
缩回突出1308和板条1310的组合。如图13d所示，各对狭槽1314之中的一个可对应于这样的
一个位置，在该位置处，板条1310与对应的可缩回的突出1308对齐，而各对狭槽1312中的另
一个可对应于这样的一个位置，在该位置处，板条1310不与可缩回的突出1308对齐。此外，
可提供J型狭槽端1314，其可转动可膨胀的部分1304，以使板条1310可定位成通过狭槽1312
或狭槽1314。因此，在具有6个可缩回突出1308的示范的实施例中，J型狭槽1314可使可膨胀
的部分1304转过1/12圈。
根据使用图13的转动的压紧系统400的本发明示范的实施例，板条1310可与可缩
回突出1308对齐并通过狭槽1314，使可缩回突出1308延伸到伸展的位置。当可缩回突出
1308处于伸展的位置中时，可膨胀的部分1304与井筒壁或套筒相接触，并转动锁定在如图
13a所示的位置中。此外，通过板条1310转动地偶联到可缩回突出1308的钻管140也被转动
锁定在位置中，但可通过狭槽1314向上或向下滑动。
当转动的压紧系统控制着钻管140的转动时，可开始钻探作业。如图13b和13c所
示，当钻探作业继续时，弹簧1302变得受压缩，板条1310和钻管140向着井下移动，直到板条
1310与狭槽1314脱开啮合。此外，J型狭槽1316已使可膨胀的部分1304转过1/12圈，由此，使
板条与狭槽1312对齐。由于板条1310处于狭槽1312内，板条1310不与保持缩回的可缩回突
出1308对齐。一旦可缩回突出1308缩回，弹簧1302将解除压缩，如图13a所示，下推可膨胀的
部分1304。J型狭槽1316然后使可膨胀的部分1304转过1/12圈，使板条1310与狭槽1314对
齐，并使可缩回突出1308伸出。然后重复该过程，直到井筒被钻探到要求的深度。
如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，这里披露的方法和系
统适用于钻头沿顺时针方向或逆时针方向转动进行的钻探作业。本技术领域内技术人员会
认识到的，有了本发明的益处，转动的压紧系统500、700可定位在沿着钻具组的任何要求部
位。例如，在一个示范的实施例中，转动的压紧系统500、700可定位在钻管140上。在另一示
范的实施例中，转动的压紧系统500、700可定位在可供选择的非转动的部分208上。在还有
另一实施例中，多个转动的压紧系统200、500、700可定位在沿着钻具组的不同部位处，以便
提供冗余性。
如本技术领域内技术人员会认识到的，转动的压紧系统提供更加顺利的作业(例
如，减小钻头跳动)。此外，如本技术领域内技术人员会认识到的，有了本发明的益处，在某
些实施例中，相对于转动的压紧系统位于向下钻进的一部分钻具组和/或可供选择的非转
动的部分，可包括盘管。在这些示范的实施例中，转动的压紧系统减小向上钻进盘管上的扭
转疲劳。
因此，本发明很好地适于实施各项目的，并达到了所提及的目的以及其中固有的
目的。尽管已经图示、描述了本发明，且参照本发明的实例予以定义，但如此的参照并不暗
示对本发明的限制，且不推断出如此的限制。本技术领域内技术人员从本发明获益后，将会
想到发明在形式和功能上还能够作出相当的修改、改变和等价替换。所示和所述的实例对
本发明并不已是详尽无遗漏的。因此，本发明意欲仅由附后的权利要求书的精神和范围来
予以限定，权利要求书在所有方面对等价物给出了完全的认定。