УДЕРЖИВАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО, ВСТАВЛЯЕМОЕ В ЦЕНТРАЛЬНЫЙ КАНАЛ ТРУБНОГО КОМПОНЕНТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, И СООТВЕТСТВУЮЩИЙ ТРУБНЫЙ КОМПОНЕНТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
RETAINING DEVICE INSERTED INTO CENTRAL CHANNEL OF PIPE COMPONENT OF DRILLING STRING AND APPROPRIATE PIPE COMPONENT OF DRILLING STRING

Настоящее изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и, в частности, к устройствам и инструментам для передачи информации по бурильным колоннам.
Трубные компоненты бурильной колонны включают в себя, без ограничения этим, бурильные трубы, толстостенные бурильные трубы, компоновку низа бурильной колонны, переводники, и ведущую бурильную трубу.
В нефтяной и газовой промышленности в бурении скважин используют различные датчики для выполнения измерений подземных геологических пластов, статуса скважинных инструментов, условий работы, и т.д.
Данные измерений необходимы операторам и инженерам, находящимся на поверхности. Измерения можно выполнять в различных точках вдоль бурильной колонны. Данные измерений можно использовать для определения параметров бурения, таких как направление бурения, скорость проходки и т.п. для точного вскрытия нефтегазоносного коллектора или коллектора с другим минеральным сырьем.
Данные измерений необходимо передавать на земную поверхность. Традиционные способы передачи, такие как с использованием пульсации бурового раствора, имеют очень низкие скорости передачи данных. Предпринимаются попытки передачи данных по линиям передачи, таким, например, как электрические кабели, введенные непосредственно в компоненты бурильной колонны, такие как секции бурильных труб.
Электрические контакты или другие элементы систем передачи, такие как электромагнитные индукционные муфты, применяют для передачи данных через замки инструмента или соединительные замки в бурильной колонне.
Размещение линии передачи в канале, выполненном в стенке компонента колонны, может ослаблять стенку там, где такая стенка является тонкой, например, в центральном участке бурильной трубы или когда стенка является более толстой в данном участке (толстостенная бурильная труба, утяжеленная бурильная труба...), но локально является более тонкой и не может допустить выполнения в ней канала. При размещении линии передачи в центральном канале прижатой к стенке, линия передачи подвергается воздействию буровых растворов и инструментов или других веществ или объектов, проходящих через центральный канал. При этом линия передачи может повреждаться.
Секции бурильной колонны могут изгибаться, например, при горизонтальном бурении. Линия передачи может повреждаться изгибом, если линия передачи прикреплена к стенке адгезивным покрытием, которое может трескаться или отслаиваться от внутренней поверхности центрального канала, если она не защищена адгезивным покрытием.
Известно использование гильзы, вставляемой в канал компонента бурильной колонны. Однако гильзу непросто разместить внутри центрального канала, особенно когда компонент бурильной колонны имеет малый диаметр вблизи своих концов. Гильза уменьшает проходное сечение потока компонента бурильной колонны, таким образом, увеличивая потери напора в колонне.
Изобретение создает значительное улучшение скважинных бурильных колонн, оборудованных для передачи информации.
На основании изложенного выше, удерживающее устройство является вставляемым в центральный канал компонента бурильной колонны. Центральный канал имеет первый диаметр на центральном участке компонента бурильной колонны и второй диаметр вблизи концов компонента бурильной колонны, причем второй диаметр меньше первого диаметра. Удерживающее устройство включает в себя удлиненный корпус, образующий, по меньшей мере, частично кожух для линии передачи и имеющий поперечные размеры меньше второго диаметра, и множество арочных элементов, расположенных вдоль удлиненного корпуса, отдельных от удлиненного корпуса и прикрепленных к нему. Арочные элементы являются упруго изгибающимися для создания возможности их перемещения через второй диаметр, и имеют наибольшую хорду больше первого диаметра в свободном состоянии для создания возможности расширения в первом диаметре после прохода через второй диаметр.
Трубный компонент бурильной колонны содержит трубный элемент и удерживающее устройство, вставленное в него. Трубный элемент содержит центральный канал, имеющий первый диаметр на центральном участке трубного элемента и второй диаметр вблизи концов трубного элемента, причем второй диаметр меньше первого диаметра, при этом удерживающее устройство вставляется в центральный канал трубного элемента. Удерживающее устройство включает в себя удлиненный корпус, образующий, по меньшей мере, частично кожух для линии передачи и имеющий поперечные размеры меньше второго диаметра, и множество арочных элементов, расположенных вдоль удлиненного корпуса, отдельных от удлиненного корпуса и прикрепленных к нему. Арочные элементы являются упруго изгибающимися для обеспечения их перемещения через второй диаметр, и имеют наибольшую хорду больше первого диаметра в свободном состоянии для расширения в первом диаметре после прохождения второго диаметра.
В одном варианте осуществления арочные элементы имеют длину больше внутреннего периметра центрального участка трубы, но их концы находятся на расстоянии друг от друга.
Изобретение станет более ясным и понятным из следующего описания и чертежей. Данные чертежи показывают только типичные не ограничивающие варианты осуществления.
На фиг.1 показано сечение компонента варианта осуществления бурильной колонны.
На фиг.2 показан изометрический вид удерживающего устройства в компоненте бурильной колонны.
На фиг.3 показан изометрический вид удерживающего устройства в свободном состоянии.
На фиг.4 показан изометрический вид арочного элемента, установленного на корпусе.
На фиг.5 показан изометрический вид арочного элемента и элемента уменьшения диаметра.
На фиг.6 показан изометрический вид введения удерживающего устройства в компонент бурильной колонны.
На фиг.7 показан вид поперечного сечения варианта осуществления удлиненного корпуса.
На фиг.8 показан вид поперечного сечения варианта осуществления удлиненного корпуса.
На фиг.9 показан вид поперечного сечения варианта осуществления удлиненного корпуса.
Должно быть понятно, что компоненты, описанные и показанные на фигурах, могут располагаться в различных конфигурациях и иметь различное конструктивное исполнение. Следующее более подробное описание устройств настоящего изобретения, показанных на фигурах, не предназначено для ограничения объема заявленного изобретения, но только представляет различные выбранные варианты осуществления изобретения и может, если необходимо, служить для дополнения определений изобретения. Показанные варианты осуществления изобретения должны стать более понятными благодаря чертежам, на которых одинаковые части везде обозначены одинаковыми позициями.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что различные модификации устройств, описанных в данном документе, можно выполнять без отхода от объема изобретения, описанного в данном документе и показанного на фигурах.
Таким образом, следующее описание фигур дает только примеры и просто показывает некоторые выбранные варианты осуществления, соответствующие изобретению данной заявки.
Буровую установку используют для несения компонентов бурильной колонны для бурения ствола скважины. Несколько компонентов бурильной колонны образуют, по меньшей мере, участок бурильной колонны. В процессе работы, буровой раствор обычно подается под давлением с буровой установки через бурильную колонну. Бурильная колонна может вращаться буровой установкой для вращения бурового долота, установленного на нижнем конце бурильной колонны. Циркуляцию бурового раствора под давлением осуществляют к нижнему концу бурильной колонны в ее канале и обратно к поверхности снаружи бурильной колонны для обеспечения промывки и выноса на поверхность бурового шлама. Вращение бурового долота может альтернативно осуществляться другими компонентами бурильной колонны, такими как буровые гидравлические двигатели или буровые турбодвигатели, установленные рядом с буровым долотом. Другие компоненты бурильной колонны включают в себя бурильную трубу и скважинные контрольно-измерительные приборы, такие как инструменты каротажа во время бурения и блоки датчиков. Другие необходимые компоненты бурильной колонны включают в себя центраторы с жесткими лопастями, расширители, утяжеленные бурильные трубы, толстостенные бурильные трубы, переводники, разбуриватели, роторные управляемые системы, буровые яссы и буровые гасители колебаний, хорошо известные в отрасли бурения.
В заявке на патент США 2005/0115017 предложена гильза, вставляемая в центральный канал компонента бурильной колонны. Гильза включает в себя упругий материал, первоначально в форме прямоугольного листа, удерживаемого, по существу, в цилиндрической форме. Внешний диаметр гильзы является изменяющимся для обеспечения вставления гильзы в суженный канал компонента бурильной колонны, находящийся вблизи муфтового конца или ниппельного конца.
После прохождения суженного канала внешний диаметр гильзы автоматически расширяется в центральном канале компонента бурильной колонны. Внешний диаметр гильзы может расширяться, контактируя с внутренней поверхностью центрального канала. Концы гильзы затем становятся перекрывающимися. Содержание указанного документа включено в настоящую заявку в виде ссылки.
Патент США 6516506 также раскрывает гильзу, свернутую с приданием цилиндрической формы из прямоугольного листа, и имеющую перекрывающиеся концы.
Введение гильзы в канал является весьма трудным вследствие жесткости цилиндрической гильзы.
Кроме того, благодаря своим перекрывающимся концам гильза несколько уменьшает проходное сечение потока, таким образом, увеличивая потерю напора бурового раствора в бурильной колонне.
Другой недостаток состоит в том, что в случае приложения изгибающих нагрузок на бурильную трубу, гильза может отходить от внутренней выпуклой поверхности бурильной трубы и образовывать складки на вогнутой поверхности, что увеличивает потерю напора.
Другой недостаток состоит в том, что гильза может аксиально перемещаться и создавать износ на внутренней поверхности бурильной трубы в случае аксиальных вибраций или нагрузок от ясса.
Целью настоящего изобретения является сохранение линии передачи неподвижной в процессе выполнения бурения.
Другой целью настоящего изобретения является создание защитного и удерживающего устройства для линии передачи, которое можно легко вставлять в канал компонента бурильной колонны.
Показанная на фиг.1 бурильная труба 1 может представлять собой трубу с высаженными концами и бурильными замками, прикрепленными сваркой к каждому высаженному концу. Один бурильный замок образует муфтовый конец 2. Другой бурильный замок образует ниппельный конец 3. Ниппельный конец 3 бурильной трубы может ввинчиваться в муфтовый конец 2 другой бурильной трубы, при этом многочисленные бурильные трубы соединяются в бурильную колонну. Бурильная труба 1 снабжена продольным каналом 4, проходящим через бурильный замок 2, трубу и бурильный замок 3. Канал 4 используется для транспортировки буровых растворов, инструментов на каротажном кабеле и т.п. в бурильной колонне.
Толщина стенки вокруг канала 4 обычно подобрана согласно весу, прочности и другим показателям, необходимым для работы при значительном крутящем моменте, приложенном к бурильной трубе 1, высоком давлении в канале 4, изгибе бурильной трубы 1 и т.п.
Вследствие приложения больших усилий к бурильной трубе 1, создание канала в стенке бурильной трубы 1 для размещения линии передачи, такой, например, как электрические провода или электрический кабель или оптические волокна, может чрезмерно ослаблять стенку. Предложено размещение линии передачи, по меньшей мере, частично в канале 4 бурильной трубы 1. Размещение линии передачи в канале 4 может открывать линии передачи воздействию буровых растворов, цемента, инструментов на каротажном кабеле или других веществ или объектов, проходящих через канал 4. При этом могут повреждаться линии передачи или может обуславливаться создание линией передачи помех проходу объектов или веществ через канал 4. Следовательно, линии передачи нужно удерживать вблизи стенок канала 4 для минимизации помех.
Бурильная труба 1 включает в себя центральную часть 5, первую промежуточную часть 6, расположенную между муфтовым концом 2 и центральной частью 5, и включающую в себя высаженный конец трубы и приваренный конец бурильного замка, и вторую промежуточную часть 6, расположенную между ниппельным концом 3 и центральной частью 5, и включающую в себя другой высаженный конец трубы и приваренный конец другого бурильного замка. Внутренняя поверхность 7 центральной части 5 образует центральный канал, в который введена линия 8 передачи. Линия 8 передачи или, по меньшей мере, некоторые ее участки, например, между каналом 9 и удерживающим устройством, могут включать в себя защитную трубку 8a. Внутренняя поверхность 7 является частью канала 4. Внешний диаметр каждой промежуточной части 6 может увеличиваться от внешнего диаметра центральной части 5 к внешнему диаметру бурильных замков на концах 2, 3.
Внутренний диаметр промежуточной части 6 меньше диаметра внутренней поверхности 7 центральной части 5. Другими словами, толщина стенки промежуточной части 6 значительно больше толщины стенки центральной части 5. Канал 9 параллелен продольному каналу 4 и может быть выполнен в стенке промежуточной части 6, а также в стенке ниппельного конца 3 для размещения линии 8 передачи без перекрывания, снижающего эффективность работы промежуточных частей 6. Каналы 9 или просверленные каналы могут быть выполнены металлорежущим станком в первой и второй промежуточных частях 6. Каналы 9 могут быть выполнены на металлорежущих станках токарной обработкой или фрезерованием.
Со стороны муфтового конца 2 канал 9 может сообщаться с круглой канавкой 10, созданной в уступе 11 между участком промежуточной части продольного канала 4 и муфтовой резьбой. Со стороны канала 9, противоположной канавке 11, канал 9 сообщается c продольным каналом 4, находясь, по существу, на одном уровне c внутренней поверхностью 7.
Канал 9 вблизи ниппельного конца 3 сообщается c продольным каналом 4 в промежуточной части 6. Канал 9 может быть выполнен на одном уровне c внутренней поверхностью 7. Более точно, поверхность канала 9 вблизи внешнего диаметра промежуточной части 6 может проходить на одном уровне c внутренней поверхностью 7.
На стороне, противоположной внутренней поверхности 7, канал 9 сообщается c круглой канавкой 12, созданной на свободном конце ниппельного конца 3. В канавках 11 и 12 могут размещаться обмотки и соединительные устройства, такие как раскрытые в патентах США 6641434 или 6670880, содержание которых включено в настоящую заявку в виде ссылки, для получения электромагнитного соединения между двумя смежными линиями передачи.
Показанная на фиг.2 бурильная труба 1 включает в себя удерживающее устройство 13, расположенное в продольном канале 4, на внутренней поверхности 7 центральной части 5.
Удерживающее устройство 13 включает в себя продольный корпус 14. Корпус 14 является в основном продольным и может образовывать угол относительно геометрической оси бурильной трубы 1. Другими словами, корпус 14 может быть слегка спиральным, например, углом наклона винтовой линии меньше 1 оборота винтовой линии на всем протяжении центральной части 5. Корпус 14 может быть реализован, как одна деталь от одного конца до другого. Удлиненный корпус 14 может быть выполнен из металла, например, из нержавеющей стали тип AISI 304L, без покрытия или с покрытием, или из пластиков или из композита, например, композита, армированного волокном.
Удлиненный корпус 14 может быть связан с внутренней поверхностью 7, например, клеевым соединением. Можно применять клей эпоксидного типа или другой синтетический материал, полимеризуемый при затвердевании. Удлиненный корпус 14 имеет арочную поверхность, находящуюся в контакте c внутренней поверхностью 7 c радиусом, по существу, равным радиусу внутренней поверхности 7. В одном варианте радиус кривизны арочной поверхности может быть больше радиуса кривизны внутренней поверхности 7 для лучшего удержания линии 8 передачи во время вставления удерживающего устройства 13 в канал 4. Удлиненный корпус имеет продольную канавку 20, образующую кожух для линии 8 передачи. Удлиненный корпус 14 может иметь фиксированную длину, несколько меньше минимальной фактической длины центральной части 5. Линия передачи, например, включающая в себя пару электрических проводов 8b, проходит внутри малой трубки 8a, вставленной в каналы 9 в промежуточных частях 6 так, что малая трубка 8a может защищать электрические провода 8b, по меньшей мере, между каждым каналом 9 и продольным корпусом 14.
В центре арочной поверхности может быть выполнена канавка 20. Канавка 20 делит арочную поверхность, по существу, на симметричные участки. Канавка 20 может иметь сечение больше на первом расстоянии от внутренней поверхности 7, чем сечение на втором расстоянии от внутренней поверхности 7, причем второе расстояние меньше первого расстояния, для удержания линии 8 передачи. Другими словами, удлиненный корпус 14 может включать в себя удерживающие свесы, выполненные с возможностью удержания линии 8 передачи в канавке 20.
Удлиненный корпус 14 может включать в себя два поперечных крыла 14a, 14b, противоположных внутренней поверхности 7. Сечение удлиненного корпуса 14 может иметь центральный выпуклый участок, два поперечно вогнутых участка и два выпуклых конца. Поперечный размер корпуса 14 меньше внутреннего диаметра промежуточной части 6, как перед установкой, так и в конечном положении. Угловой размер корпуса 14 составляет меньше 120°, предпочтительно меньше 60°.
Удерживающее устройство 13 также включает в себя множество арочных элементов 15. В одном варианте осуществления арочные элементы 15 скреплены с удлиненным корпусом 14, например, установкой с натягом, соединением, таким, как сварка, точечная сварка, пайка или склейка, или на заклепках или болтах. Арочные элементы 15 разнесены друг от друга. Арочные элементы 15 могут быть разнесены на равные интервалы вдоль корпуса 14.
Арочные элементы 15 могут иметь малую толщину, более конкретно, между 0,1 мм и 2 мм, например, 0,4 мм. Арочные элементы 15 могут быть выполнены из упругого материала, такого, например, как пружинная сталь, дисперсионно-твердеющая нержавеющая сталь, такая как 17,7PH, нержавеющая сталь холодной обработки, сплав Cu-Be, синтетический материал, такой как полиэфирэфиркетон или композит, такой как композит, армированный волокном. Предпочтительным решением может являться изготовление арочных элементов из нержавеющей стали 17,7PH с соединением сваркой с удлиненным корпусом из нержавеющей стали 304L. Если арочные элементы выполнены из металла, они могут иметь покрытие, особенно если их материал является чувствительным к коррозии для улучшения других свойств.
Арочный элемент может иметь длину между 10 мм и 100 мм, измеренную вдоль оси бурильной трубы. Расстояние между двумя последовательными арочными элементами на одной стороне продольного корпуса может составлять между 500 мм и 3000 мм.
Арочные элементы 15 могут иметь угол между 180° и 360° в свободном состоянии. Свободное состояние арочного элемента означает состояние до установки удерживающего устройства 13 в бурильную трубу 1 или до приложения усилия другим элементом, например, как показано на фиг.5, к арочному элементу 15. В конечном положении, например, показанном на фиг.2, арочные элементы могут иметь угловой размер между 210 и 300°. В варианте осуществления арочные элементы имеют угловой размер 360°.
Периметр арочного элемента 15 зависит от внутреннего диаметра внутренней поверхности 7, на которую он устанавливается. Поскольку диаметр арочных элементов 15 определяется диаметром внутренней поверхности 7, в конечном положении при упругой деформации, арочные элементы 15 прикладывают радиальное усилие, направленное от геометрического центра. Радиальное усилие воспринимает внутренняя поверхность 7 и удлиненный корпус 14. Таким образом, удлиненный корпус 14 удерживается в контакте c внутренней поверхностью 7 упругим радиальным усилием от арочных элементов 15. Выбор материала с высоким пределом текучести, например, материала, имеющего предел текучести более 500 МПа, и угла более 360° для арочных элементов, обеспечивает получение больших радиальных усилий для контакта между удлиненным корпусом 14 и внутренней поверхностью 7.
Арочные элементы 15 могут иметь прямоугольную форму (см., например, фиг.4-5), когда полностью развернуты или раскрыты.
Показанные на фиг.2 и 3, арочные элементы 15 имеют вырез 15c в углу одного конца и соответствующий вырез в противоположном углу другого конца арочного элемента. Вырез 15c имеет функцию создания больших значений угла, более 360°, для арочного элемента без перекрывания его концов. Другими словами, концы арочного элемента находятся на расстоянии друг от друга. Концы могут быть продольно разнесены. В результате этого обеспечивается большое контактное усилие между удлиненным корпусом 14 и внутренней поверхностью 7 без большой потери напора бурового раствора. Каждый арочный элемент 15 удерживает удлиненный корпус 14 в контакте c внутренней поверхностью 7 упругой силой пружины. Поскольку угол арочных элементов 15 больше в конечном положении на внутренней поверхности 7, чем в свободном состоянии, арочные элементы 15 прикладывают радиальное усилие к внутренней поверхности 7. Каждый арочный элемент 15 может удерживать часть удлиненного корпуса 14. Последовательность арочных элементов 15, расположенных, по существу, на равных расстояниях, удерживает удлиненный корпус 14 очень прочно. Также множество арочных элементов 15 является менее жестким, чем гильза, и обеспечивает более простое вставление удерживающего устройства.
Такое удерживающее устройство c арочными элементами также является более устойчивым к изгибающим нагрузкам, чем гильза.
На фиг.3 показан центральный участок удерживающего устройства 13 c арочными элементами 15 в свободном состоянии. Угловое расстояние между концами арочного элемента 15 составляет между 20° и 40°. Удерживающее устройство 13 показано в свободном состоянии. Каждый арочный элемент 15 имеет часть 15e c вырезом по одной стороне одного C-образного крыла арочного элемента 15, противоположную концевую часть 15f c вырезом по другой стороне другого C-образного крыла арочного элемента 15 и центральную часть 15b, находящуюся в контакте c удлиненным корпусом 14. Вырезы могут предотвращать контакт или исключать перекрывание между концевыми частями 15e и 15f, например, во время вставления.
Как показано на фиг.4, арочные элементы 15 имеют прямоугольную форму, когда развернуты. Арочные элементы 15 имеют основной участок 15a с диаметром, адаптирующимся к внутренней поверхности 7 и концевой участок 15b обратной выпуклости, находящийся в контакте c поверхностью удлиненного корпуса 14 и скрепленный с ним на стороне, противоположной стороне контакта с внутренней поверхностью 7. Напротив, в варианте осуществления, показанном на фиг.2, арочные элементы 15 имеют, по существу, центральный участок 15b, находящийся в контакте c удлиненным корпусом 14, и два боковых участка, находящихся в контакте c внутренней поверхностью 7.
Показанный на фиг.5 арочный элемент 15 является аналогичным такому элементу на фиг.4. Ограничительный элемент 16, например, канат из легкоплавкого материала, такого как термопласт, размещен между точкой 17 на свободном конце основной части 15a и точкой 18 на конце участка 15b, находящемся в контакте c удлиненным корпусом 14 для удержания арочного элемента 15 в состоянии с уменьшенным диаметром. Отверстия могут быть созданы, по меньшей мере, в одной из точек 17, 18 для удобства установки шнура. Канат может быть закреплен по месту клеевым соединением. В состоянии с уменьшенным диаметром, показанном на фиг.5, арочный элемент 15 может проходить через внутренний диаметр промежуточной части 6 бурильной трубы 1, имеющей диаметр меньше диаметра центральной части 5. Ограничительный элемент 16 можно удалить, например, нагревом до температуры выше точки размягчения или точки плавления материала ограничительного элемента 16, когда удерживающее устройство 13 находится в пределах внутренней поверхности 7 центральной части 5. Удаление может происходить во время отверждения для полимеризации клея, нанесенного для прикрепления удерживающего элемента 13 к внутренней поверхности 7. Слой полимеризующегося клея может, поэтому, наноситься на поверхность 7 внутреннего канала или на часть или все обращенные к ней поверхности удерживающего устройства 13. Такое отверждение можно получить, осуществляя циркуляцию горячего воздуха через канал 4. Канат 16 можно использовать в других вариантах осуществления, например, c арочными элементами, показанными на фиг.2, 3, для ограничения их максимальной хорды или диаметра до установки в конечное положение.
На фиг.6, удерживающее устройство 13 показано во время его введения в бурильную трубу 1 через ниппельный конец 3. Арочные элементы 15 могут иметь свои противоположные концы, установленные в контакт, например, с ограничительным элементом 16. Внешний диаметр арочных элементов 15 уменьшают для обеспечения их введения в продольный канал 4 и прохода через внутренний диаметр промежуточной части 6. Периметр арочных элементов может быть выбран не допускающим перекрывания противоположных концов арочных элементов при их вставлении в проход через внутренний диаметр промежуточной части 6. Соответствующие вырезы 15c, описанные выше и показанные на фиг.2 и 3, могут быть полезны для предотвращения перекрывания, с созданием, при этом, достаточного периметра для арочных элементов.
Как показано на фиг.7, удлиненный корпус 14 выполнен из профиля или полосы. Он имеет центральную канавку 20, образующую кожух для линии 8 передачи и две боковых поверхности 21, 22, имеющие радиус, адаптированный к внутренней поверхности 7. Радиус является, по существу, равным радиусу внутренней поверхности 7 в центральной части бурильной трубы и, следовательно, зависит от диаметра бурильной трубы. С противоположной стороны удлиненный корпус 14 имеет две поверхности 23 и 24, незначительно вогнутые, и центральную выпуклую поверхность 25, между вогнутыми поверхностями 23 и 24. Концевые противоположные поверхности 26 и 27 располагаются между поперечной поверхностью 21 и вогнутой поверхностью 23, и симметричная закругленная поверхность 27 расположена между арочной поверхностью 22 и вогнутой поверхностью 24. Крылья 14a и 14b соответственно образованы поверхностями 22, 24 и 17, и 21, 23 и 26.
Как показано на фиг.8, удлиненный корпус 14, также выполненный из профиля, имеет одну арочную поверхность 28, выполненную с возможностью контакта c внутренней поверхностью 7, две противоположные закругленные поверхности 26 и 27, имеющие малый радиус кривизны, две выпуклые поверхности 23 и 24, имеющие большой радиус кривизны, и центральную канавку 20, находящуюся между выпуклыми поверхностями 23 и 24 и противоположную внутренней поверхности 7 бурильной трубы 1. Канавку 20 могут частично закрывать арочные элементы 15, таким образом, снижая риск ухода линии 8 передачи из канавки 20.
Кроме того, канавка 20 имеет раскрытие меньше раскрытия варианта осуществления, показанного на фиг.8. Более точно, линия передачи, взаимодействующая c удлиненным корпусом 14, удерживается между канавкой 20 и внутренней поверхностью 7. Линия передачи, расположенная в канавке 20 удлиненного корпуса 14 варианта осуществления, показанного на фиг.9, удерживается свесами 20a, 20b канавки 20. Расстояние между кромками 20a и 20b может составлять меньше 70% диаметра канавки 20.
В показанном на фиг.9 удлиненном корпусе 14 канавка отсутствует. Удлиненный корпус 14 имеет трубчатую конструкцию c продольным каналом 29, в котором можно устанавливать линию 8 передачи. Линия 8 передачи может быть полностью защищена удлиненным корпусом 14, по меньшей мере, в центральном участке удлиненного корпуса 14. Толщина стенок удлиненного корпуса 14 может являться практически постоянной. Удлиненный корпус 14 имеет одну поверхность 28, выполненную с возможностью контакта c внутренней поверхностью 7 бурильной трубы 1, две закругленные концевые поверхности 26, 27, две, по существу плоские поверхности 30, 31, две вогнутые поверхности 23, 24 и центральную выпуклую поверхность 25 между вогнутыми поверхностями 23 и 24. Удлиненный корпус 14 может являться, по существу, симметричным относительно продольной плоскости, например, коаксиальным c бурильной трубой 1.
Хотя чертежи, описанные выше, представляют компонент бурильной колонны, являющийся бурильной трубой и имеющий первый диаметр на центральном участке бурильной трубы, т.e. по всему отрезку длины бурильной трубы за исключением концов, настоящее изобретение также применимо в случае, если участок, имеющий первый диаметр соответствует части центрального участка компонента, расположенной вблизи конца компонента бурильной колонны.