RU2294424C2 - Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means - Google Patents
Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means Download PDFInfo
- Publication number
- RU2294424C2 RU2294424C2 RU2005111856/03A RU2005111856A RU2294424C2 RU 2294424 C2 RU2294424 C2 RU 2294424C2 RU 2005111856/03 A RU2005111856/03 A RU 2005111856/03A RU 2005111856 A RU2005111856 A RU 2005111856A RU 2294424 C2 RU2294424 C2 RU 2294424C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- diameter
- calibrating
- cutting edges
- cutting
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению скважин, а именно к инструменту для бурения - буровым шарошечным долотам.The invention relates to drilling wells, and in particular to a tool for drilling - drilling cone bits.
Известны шарошечные долота, имеющие три секции, образующие при сварке корпус долота с присоединительной конической резьбой для соединения с колонной бурильных труб или ротором турбобура (валом объемного двигателя). На цапфах лап долота, образующих упомянутые секции корпуса, подвижно закреплены шарошки.Known cone bits having three sections, forming when welding the body of the bit with connecting conical thread for connection with a string of drill pipes or a rotor of a turbodrill (volumetric motor shaft). On the trunnion paws of the chisel, forming the said sections of the body, cones are movably fixed.
Именно трехшарошечные долота занимают более 90% объема всех выпускаемых инструментов для бурения. Они обладают общим недостатком - снижением стойкости из-за биения долота во время работы на забое. Общеизвестно, что при бурении диаметр скважины получается несколько большим, чем диаметр самого долота. Эта разница диаметров тем больше, чем больше величина заводского допуска на радиальное биение долота и чем менее устойчивы разбуриваемые породы на стенках скважины. Наибольшая разница диаметров скважины и долота возникает при бурении мягких пород, самая малая - при бурении твердых, устойчивых пород. Эта разница дополнительно увеличивается при турбинном и моторном способах бурения, при которых между ротором и статором привода предусматривается изначально значительный зазор, в свою очередь позволяющий дополнительно увеличить амплитуду биения долота во время бурения.It is the three-cone bits that occupy more than 90% of the volume of all manufactured tools for drilling. They have a common drawback - a decrease in durability due to beating of the bit during work on the face. It is well known that when drilling, the diameter of the well is somewhat larger than the diameter of the bit itself. This difference in diameters is the greater, the larger the factory tolerance for radial runout of the bit and the less stable the drilled rocks on the walls of the well. The largest difference between the diameters of the borehole and the bit occurs when drilling soft rocks, the smallest - when drilling hard, stable rocks. This difference is further increased with turbine and motor drilling methods, in which a significant gap is initially provided between the rotor and the drive stator, which in turn allows an additional increase in the amplitude of the runout of the bit during drilling.
Это способствует возникновению множества переменных радиальных ударных нагрузок на обратные конуса шарошек, вибраций в опорах, способствующих их повышенному износу, а также износу вооружения долота и общему снижению его стойкости.This contributes to the emergence of many variable radial impact loads on the cone cones of the cones, vibrations in the bearings, contributing to their increased wear, as well as the wear of the armament of the bit and a general decrease in its durability.
Увеличению амплитуды биения и снижению показателей работы долота способствует непосредственно еще одно обстоятельство. На фиг.1 показана условная схема расположения шарошек долота в плане, где позициями 1, 2, 3 обозначены номера шарошек с их наиболее удаленными от центра калибрующими точками А, В и С, образующими диаметр долота, а оси этих шарошек обозначены соответственно как 1'; 2' и 3'. Направления, проходящие из центра О в точки А, В, и С делят окружность забоя долота на три одинаковых угла, равных 120°. Как было указано выше, условный диаметр скважины с двух сторон больше диаметра долота на две величины получившегося при бурении зазора «а».Another circumstance contributes directly to an increase in the amplitude of the runout and a decrease in the performance of the bit. Figure 1 shows the conditional arrangement of the cone bits in the plan, where the
На фиг.2 показано пунктиром положение всех трех шарошек 1, 2 и 3 на дисплее компьютера при их сдвиге в направлении I от центра О в сторону точки А до касания шарошки 3 об условную стенку скважины (а=0) в точке A1. Амплитуда возможного перемещения через условный зазор AA1 в результате замера составила какую-то принятую величину, например, «а»=4,8 мм.Figure 2 shows the dotted position of all three
На фиг.3 показано пунктиром положение всех трех шарошек 1, 2 и 3 на дисплее компьютера при отклонении их в противоположном направлении II до касания шарошек 1 и 2 об условную стенку скважины.Figure 3 shows the dotted position of all three
Амплитуда возможного перемещения через условный зазор до касания пары шарошек 1 и 2 со стенкой скважины составляет уже не 4,8 мм, a CC1=BB1=b=8,7 мм (181% от величины «а»).The amplitude of the possible movement through the conditional gap until the pair of
При любом изменении величины принятого условного зазора «а», например, уменьшения вдвое до a1=2,4 мм или увеличения в 1,5 раза до а2=7,2 мм соответствующее им изменение амплитуды составляет: b1=4,6 мм (или 187%), b2=12,7 мм (или 176%).With any change in the value of the adopted conditional gap "a", for example, halving to a 1 = 2.4 mm or increasing 1.5 times to a 2 = 7.2 mm, the corresponding change in amplitude is: b 1 = 4.6 mm (or 187%), b 2 = 12.7 mm (or 176%).
Таким образом, для всех трех случаев зависимость величины увеличения амплитуды «b» от величины «а» соответствовала выражению (b≈1,8а). Это свидетельствует о том, что в любой конструкции трехшарошечного долота, независимо от его диаметра, схема расположения и конструкция шарошек предопределяет возникновение дополнительной дестабилизации радиального биения из-за разницы возможного отклонения долота в противоположные стороны относительно его диаметра во время бурения. Усиленное поперечное биение обратных конусов шарошек о стенку скважины, а также биение элементов вооружения относительно неровностей породы на самом забое дополнительно способствуют возникновению вибраций, знакопеременных ударных нагрузок и ускорению абразивного износа, снижающего стойкость вооружения шарошек и их опор.Thus, for all three cases, the dependence of the magnitude of the increase in amplitude “b” on the value of “a” corresponded to the expression (b≈1.8a). This indicates that in any design of a three-cone bit, regardless of its diameter, the layout and construction of the cones determines the occurrence of additional destabilization of radial runout due to the difference in the possible deviation of the bit in opposite directions relative to its diameter during drilling. The increased transverse run-out of the cone cones against the borehole wall, as well as the beating of the weapon elements relative to the rock irregularities at the bottom, additionally contribute to the occurrence of vibrations, alternating impact loads and accelerated abrasion, which reduces the resistance of the cone arms and their supports.
Одним из решений повышения стабилизации радиального биения долот при бурении является изменение компоновки низа бурильной колонны. В непосредственной близости над буровым долотом устанавливаются стабилизаторы различной конструкции с прямолинейными или спиральными лопастями, максимальный наружный диаметр которых приближен к диаметру долота.One of the solutions to improve the stabilization of the radial runout of bits during drilling is to change the layout of the bottom of the drill string. In the immediate vicinity of the drill bit, stabilizers of various designs are installed with straight or spiral blades, the maximum outer diameter of which is close to the diameter of the bit.
У этого решения [1], принятого за аналог, имеется ряд недостатков. Во-первых, это наличие дополнительного дорогостоящего устройства, не всегда имеющегося в наличии на буровом предприятии. Во-вторых, такое устройство является дополнительным препятствием на пути восходящих шламовых потоков, частично перекрывающим эти потоки. В третьих, в условиях бурового предприятия при неоднократном повторном применении стабилизаторы довольно быстро теряют диаметр и трудно определить пределы допустимого износа наружной поверхности стабилизатора, при которых прекращается радиальная стабилизация. И в четвертых, возникает необходимость постоянной закупки все новых стабилизаторов.This solution [1], adopted as an analogue, has several disadvantages. Firstly, it is the presence of an additional expensive device that is not always available at the drilling enterprise. Secondly, such a device is an additional obstacle to the ascending sludge flows, partially overlapping these flows. Thirdly, in the conditions of a drilling enterprise with repeated re-use, stabilizers quickly lose their diameter and it is difficult to determine the limits of allowable wear on the outer surface of the stabilizer at which radial stabilization ceases. And fourthly, there is a need for continuous procurement of new stabilizers.
Другим решением, принятым за прототип, является патент [2], в котором для решения задачи снижения и стабилизации радиального биения долота во время бурения и повышения его показателей предусмотрено, кроме трех точек контакта шарошек со стенкой скважины, еще три боковые точки контакта D, Е, F на приливах промывочных узлов (фиг.4), каждый из которых расположен на виде в плане в серединах между точками контакта шарошек со стенкой скважины и делит расстояние между каждой парой из них примерно вдвое. Таким образом, размер углов между условными точками касания шарошек, вместо 120°, уменьшается примерно до 60°, а амплитуда возможного радиального биения шарошек в местах дополнительного размещения контактов на приливах резко (на 80%) снижается и вышеуказанная величина амплитуды «b» становится равной величине «а», что позволяет реально снизить радиальное биение в направлении II, а следовательно снизить возможность возникновения вибраций, способствовать повышению стойкости долота за счет уменьшения вредных факторов, рассмотренных выше.Another solution adopted for the prototype is the patent [2], in which to solve the problem of reducing and stabilizing the radial runout of the bit during drilling and increasing its performance, there are three side contact points D, E, in addition to the three contact points of the cutters with the borehole wall , F on the tides of the flushing units (Fig. 4), each of which is located in a plan view in the middle between the points of contact between the cones and the wall of the well and divides the distance between each pair of them by about half. Thus, the size of the angles between the conditional points of contact of the cones, instead of 120 °, decreases to about 60 °, and the amplitude of the possible radial runout of cones in the places of additional contact placement on the tides decreases sharply (by 80%) and the above amplitude value “b” becomes equal the value of "a", which allows you to really reduce the radial runout in direction II, and therefore reduce the possibility of vibrations, to increase the durability of the bit by reducing the harmful factors discussed above.
Недостатком этого решения является то, что в качестве элементов, контактирующих со стенкой скважины, используются твердосплавные вставки с округлой овальной наружной поверхностью, способные оказывать только пассивное стабилизирующее касание о стенку скважины.The disadvantage of this solution is that carbide inserts with a rounded oval outer surface capable of exerting only a passive stabilizing touch on the wall of the well are used as elements in contact with the borehole wall.
Предлагаемое изобретение, кроме положительного свойства прототипа (уменьшения возможности радиального биения долота), позволяет решить и еще одну не менее важную проблему бурения - обеспечение постоянства диаметра бурящейся скважины путем активного калибрования стенки на уровне корпуса долота. Указанная проблема решается следующим образом.The present invention, in addition to the positive properties of the prototype (reducing the possibility of radial runout of the bit), allows to solve another equally important drilling problem - ensuring the constancy of the diameter of the drilled well by actively calibrating the wall at the level of the bit body. The indicated problem is solved as follows.
На поверхностях каждого из приливов корпуса, симметрично калибрующим точкам обратных конусов шарошек и друг другу, размещены калибрующие режущие элементы в виде сплошных лезвий или рядов отдельных зубьев с режущими кромками, обращенными в сторону вращения долота, с вершинами, расположенными на уровне условной цилиндрической поверхности, имеющей диаметр, равный диаметру долота.On the surfaces of each of the tides of the body, symmetrically calibrating the points of the cones of the cones and each other, calibrating cutting elements are placed in the form of solid blades or rows of individual teeth with cutting edges facing the direction of rotation of the bit, with vertices located at the level of a conventional cylindrical surface having diameter equal to the diameter of the bit.
Износостойкие элементы с режущими кромками располагаются на каждом приливе корпуса в виде одного или группы удлиненных лезвий, установленных в ряд друг за другом, или в виде одного или группы рядов из отдельных зубьев или алмазных вставок.Wear-resistant elements with cutting edges are located on each tide of the body in the form of one or a group of elongated blades mounted in a row one after another, or in the form of one or a group of rows of separate teeth or diamond inserts.
Для обеспечения беспрепятственного спуска долота в скважину без повреждения режущих кромок калибрующие элементы могут также защищаться временными протекторами в виде полиэтиленовых, пластмассовых или иных колпачков, которые по окончании спуска и в начале вращения долота легко разрушаются во время контакта режущих кромок со стенкой скважины.To ensure unimpeded descent of the bit into the well without damaging the cutting edges, the calibrating elements can also be protected with temporary protectors in the form of plastic, plastic or other caps, which at the end of the descent and at the beginning of the rotation of the bit are easily destroyed during the contact of the cutting edges with the wall of the well.
Размещение режущих кромок параллельно образующей цилиндрической поверхности с диаметром, равным диаметру долота, наибольшим образом перекрывает стенку скважины, но требует максимального увеличения крутящего момента при фронтальном воздействии на породу калибруемой стенки скважины. Для снижения максимального крутящего момента при обеспечении стабилизирующего воздействия на долото, во время его работы режущие кромки элементов могут быть наклонены относительно образующей указанной цилиндрической поверхности по часовой стрелке (или против нее) на величину от 0° до 30°. Такой разворот кромок способствует также значительному снижению фронтальных усилий резания от реакции породы, направляемых на пластину не фронтально, перпендикулярно лезвию, а под некоторым углом к нему. В этом случае происходит разложение сил по известному правилу параллелограмма и замена чисто поперечного усилия резания с затрудненным поперечным сходом стружки породы вдоль лезвия вверх и вниз на облегченные поперечно-продольные усилия резания и упрощенный сход стружки в одном направлении вдоль наклоненного лезвия.The placement of the cutting edges parallel to the forming cylindrical surface with a diameter equal to the diameter of the bit, most overlaps the wall of the well, but requires maximum increase in torque when the frontal impact on the rock calibrated wall of the well. To reduce maximum torque while providing a stabilizing effect on the bit, during its operation, the cutting edges of the elements can be tilted relative to the generatrix of the specified cylindrical surface clockwise (or against it) by a value from 0 ° to 30 °. Such a turn of the edges also contributes to a significant reduction in the frontal cutting forces from the reaction of the rock, directed to the plate not frontally, perpendicular to the blade, but at a certain angle to it. In this case, the forces are decomposed according to the well-known parallelogram rule and the purely transverse cutting force is replaced with difficult transverse gathering of the chip along the blade up and down to the facilitated transverse longitudinal cutting forces and simplified chip gathering in one direction along the inclined blade.
Угол наклона кромок режущих элементов наиболее предпочтителен в интервале α=10°÷30°, как с точки зрения снижения возникающих дополнительного крутящего момента на долоте и нагрузок на лезвия при резании породы, так и с точки зрения минимального дополнительного перекрытия восходящих вверх с забоя потоков промывочной жидкости. При этом величина угла 10° более предпочтительна для долот, предназначенных для разрушения более мягких пород, а угла 30° - для долот, предназначенных для более крепких пород.The angle of inclination of the edges of the cutting elements is most preferable in the range of α = 10 ° ÷ 30 °, both from the point of view of reducing the additional torque on the bit and the loads on the blades when cutting rock, and from the point of view of minimal additional overlap of the flushing flows upstream from the bottom liquids. Moreover, an angle of 10 ° is more preferable for bits intended for the destruction of softer rocks, and an angle of 30 ° for bits intended for stronger rocks.
Перечень чертежей.The list of drawings.
На фиг.6 (вид снизу фиг.5) показан один из предлагаемых вариантов возможного размещения режущих элементов 4 с вершиной кромки, расположенной вдоль условной образующей цилиндрической поверхности с диаметром, равным диаметру долота, на поверхности прилива корпуса долота, обозначенного позицией 5. На цапфах лап 6 (фиг.5) подвижно закреплены шарошки 7 с элементами вооружения 8 и подшипниками в опоре (не показано). Стрелкой обозначено направление вращения долота. На фиг.6 точками А, В и С обозначены расчетные точки касания обратных калибрующих конусов шарошек со стенкой скважины, расположенные друг относительно друга под углом 120°. На фиг.6 позициями 9, 10, 11 также обозначены симметричные друг другу вершины режущих элементов 4 в виде износостойких пластин, располагающихся на приливах корпуса на уровне условной цилиндрической поверхности с диаметром, равным диаметру долота. На фиг.7 и фиг.8 (вид снизу фиг.7) показан вариант размещения элементов 4 на приливах корпуса с режущими кромками, наклоненными под углом 0°÷30° к образующей указанной цилиндрической поверхности. На фиг.9 и фиг.10 (вид снизу фиг.9) показан вариант с режущими элементами 4 в виде нескольких рядов с режущими кромками, расположенными друг за другом на уровне одной условной калибрующей цилиндрической поверхности под наклоном к ее образующей с углом 0-30°. На фиг.11 и 12 (вид снизу фиг.11) показан вариант изобретения с режущими элементами 12 в виде рядов зубьев с высокостойкими алмазными режущими кромками, расположенными на приливах корпуса. Режущие элементы 12 с алмазными кромками могут располагаться в виде нескольких рядов друг за другом, подобно элементам 4 на фиг.9 и 10.Figure 6 (bottom view of figure 5) shows one of the proposed options for the possible placement of the
Для обеспечения оптимальных условий резания породы прочностные свойства материала, количество и длина режущих элементов, величина угла наклона к образующей условной цилиндрической поверхности с диаметром, равным диаметру долота, величины углов резания режущего клина β, переднего угла резания α и заднего угла χ (не показано) должны подбираться экспериментально в зависимости от абразивности, твердости пород и типа привода долота. Наиболее перспективной схемой установки режущих калибрующих элементов является схема, при которой постоянство величины угла режущего клина β обеспечивается сочетанием постоянного переднего угла α и постоянством заднего угла χ, обеспечиваемого постепенным самозатачиванием калибрующих элементов при трении о стенку скважины и истирании.To ensure optimal conditions for cutting the rock, the strength properties of the material, the number and length of the cutting elements, the angle of inclination to the generatrix of the conditional cylindrical surface with a diameter equal to the diameter of the bit, the cutting angles of the cutting wedge β, the front cutting angle α and the rear angle χ (not shown) should be selected experimentally depending on the abrasiveness, hardness of the rocks and the type of drive bit. The most promising installation scheme for cutting gauge elements is a scheme in which a constant angle of the cutting wedge β is ensured by a combination of a constant rake angle α and a constant trailing angle χ provided by the gradual self-sharpening of the gauge elements during friction against the borehole wall and abrasion.
Долото со стабилизатором-калибратором работает следующим образом. При создании осевой нагрузки и момента вращения элементы вооружения шарошек долота разрушают породу непосредственно на забое, а ряды режущих износостойких элементов с режущими кромками, обращенными в сторону вращения долота, обеспечивают помимо стабилизации радиального биения долота активное калибрование стенки скважины на уровне его корпуса, обеспечивая постоянство диаметра бурящейся скважины. Это позволяет снизить износ опор и вооружения, обеспечить стабильность диаметра долота при повышении стойкости долота в целом.A bit with a stabilizer-calibrator works as follows. When creating an axial load and a moment of rotation, the tool elements of the bit cutters destroy the rock directly on the bottom, and the rows of wear-resistant cutting elements with cutting edges facing the direction of rotation of the bit provide, in addition to stabilizing the radial runout of the bit, an active calibration of the well wall at the level of its body, ensuring a constant diameter drilling well. This allows you to reduce the wear of supports and weapons, to ensure the stability of the diameter of the bit while increasing the durability of the bit as a whole.
Возможность осуществления изобретения подтверждается успешными стендовыми и промысловыми испытаниями образцов долот, изготовленных по настоящему изобретению.The possibility of carrying out the invention is confirmed by successful bench and field trials of samples of bits made according to the present invention.
Источники информацииInformation sources
1. Нефтепромысловое оборудование ОАО "Волгабурмаш" Изд. Studio "VS" Finland, 1996. - C.42-431. Oilfield equipment OJSC "Volgaburmash" Ed. Studio "VS" Finland, 1996. - C.42-43
2. Патент США №6,763,902 от 20.07.2004 г. (прототип).2. US patent No. 6,763,902 of July 20, 2004 (prototype).
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005111856/03A RU2294424C2 (en) | 2005-04-21 | 2005-04-21 | Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005111856/03A RU2294424C2 (en) | 2005-04-21 | 2005-04-21 | Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005111856A RU2005111856A (en) | 2006-10-27 |
| RU2294424C2 true RU2294424C2 (en) | 2007-02-27 |
Family
ID=37438395
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005111856/03A RU2294424C2 (en) | 2005-04-21 | 2005-04-21 | Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2294424C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465429C2 (en) * | 2007-05-30 | 2012-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Rotary drilling bit with calibrating platforms, which has increased controllability and reduced wear |
| RU2725712C1 (en) * | 2019-07-22 | 2020-07-03 | Дмитрий Юрьевич Сериков | Calibrator |
| RU2791853C1 (en) * | 2022-11-30 | 2023-03-13 | Дмитрий Юрьевич Сериков | Cone rock bit |
-
2005
- 2005-04-21 RU RU2005111856/03A patent/RU2294424C2/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465429C2 (en) * | 2007-05-30 | 2012-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Rotary drilling bit with calibrating platforms, which has increased controllability and reduced wear |
| RU2725712C1 (en) * | 2019-07-22 | 2020-07-03 | Дмитрий Юрьевич Сериков | Calibrator |
| RU2791853C1 (en) * | 2022-11-30 | 2023-03-13 | Дмитрий Юрьевич Сериков | Cone rock bit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005111856A (en) | 2006-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9016407B2 (en) | Drill bit cutting structure and methods to maximize depth-of-cut for weight on bit applied | |
| US6883624B2 (en) | Multi-lobed cutter element for drill bit | |
| CA2288923C (en) | High offset bits with super-abrasive cutters | |
| US5607025A (en) | Drill bit and cutting structure having enhanced placement and sizing of cutters for improved bit stabilization | |
| CN101614108B (en) | Roller cone drill bits with optimized bearing structures | |
| US8127863B2 (en) | Drill bit having enhanced stabilization features and method of use thereof | |
| US7661489B2 (en) | Roller reamer | |
| CN108049818B (en) | Drill bit with structure for preventing drill bit from recycling | |
| US20060260846A1 (en) | Drill Bit and Cutting Inserts For Hard/Abrasive Formations | |
| GB2453875A (en) | Drill bits with dropping tendencies | |
| GB2292163A (en) | Drill bit having enhanced cutting structure and stabilizing features | |
| CA2587287A1 (en) | Fixed cutter bit with centrally positioned backup cutter elements | |
| CA2348188C (en) | Rolling cone bit with elements fanned along the gage curve | |
| US9187958B2 (en) | Reamer with improved performance characteristics in hard and abrasive formations | |
| AU2023203467B2 (en) | Horizontal directional reaming | |
| GB2411675A (en) | Roller cone drill bits with enhanced cutting elements and cutting structures | |
| US6223840B1 (en) | Cutting bed impeller | |
| RU2294424C2 (en) | Drilling bit with calibrating-and-stabilizing means | |
| GB2317195A (en) | A fixed cutter drill bit | |
| WO2020157163A1 (en) | Guide adapter with wear inserts | |
| CA3201531C (en) | Horizontal directional reaming | |
| GB2363409A (en) | Flat Profile Cutting Structure For Roller Cone Drill Bits | |
| US11230889B2 (en) | Trimodal reamer for use in drilling operations | |
| GB2399373A (en) | An earth-boring bit | |
| US20100032216A1 (en) | Earth boring cutter employing helical teeth |