RU2628363C2 - Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment - Google Patents

Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment Download PDF

Info

Publication number
RU2628363C2
RU2628363C2 RU2015142683A RU2015142683A RU2628363C2 RU 2628363 C2 RU2628363 C2 RU 2628363C2 RU 2015142683 A RU2015142683 A RU 2015142683A RU 2015142683 A RU2015142683 A RU 2015142683A RU 2628363 C2 RU2628363 C2 RU 2628363C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
bit
polycrystalline diamond
blades
supporting elements
balancing loads
Prior art date
Application number
RU2015142683A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2015142683A (en
Inventor
Алексей Михайлович Гринев
Валерий Васильевич Ремнев
Андрей Игоревич Стрыгин
Константин Сергеевич Серых
Александр Юрьевич Новиков
Original Assignee
Акционерное общество "Волгабурмаш" (АО "Волгабурмаш")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество "Волгабурмаш" (АО "Волгабурмаш") filed Critical Акционерное общество "Волгабурмаш" (АО "Волгабурмаш")
Priority to RU2015142683A priority Critical patent/RU2628363C2/en
Publication of RU2015142683A publication Critical patent/RU2015142683A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2628363C2 publication Critical patent/RU2628363C2/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/42Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
    • E21B10/43Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits characterised by the arrangement of teeth or other cutting elements

Abstract

FIELD: construction.
SUBSTANCE: according to method for balancing loads in a bit with polycrystalline diamond equipment having blades with PDC teeth fixed thereon and additional support elements for limiting the cutting depth, during the design process, the support elements are arranged on the blades in such a way that the maximum distance from the support elements to the bit axis Lmax satisfies the inequality Lmax<0.4⋅R, where R is the bit radius.
EFFECT: reduced energy consumption of drilling and increased durability of the bit equipment.
2 dwg

Description

Изобретение относится к способу проектирования вооружения буровых долот с поликристаллическими алмазными элементами (PDC).The invention relates to a method for designing weapons for drill bits with polycrystalline diamond elements (PDC).

Известен способ балансировки нагрузок в долоте с поликристаллическими алмазными элементами [1], принятый за аналог.A known method of balancing loads in a bit with polycrystalline diamond elements [1], adopted as an analogue.

Недостатком этого способа балансировки нагрузок является то, что он ограничен балансировкой только крутящего момента на валу гидравлического забойного двигателя за счет подбора глубины резания породы резцами PDC, которая обеспечивается установкой дополнительных опорных элементов, ограничивающих внедрение резцов PDC.The disadvantage of this method of balancing loads is that it is limited to balancing only the torque on the shaft of the hydraulic downhole motor due to the selection of the depth of cut of the rock with PDC cutters, which is ensured by the installation of additional supporting elements restricting the introduction of PDC cutters.

При этом реакции забоя на резцы PDC и дополнительные опорные элементы создают силы и моменты относительно двух осей координат, перпендикулярных оси долота, вследствие чего возникают несбалансированные силы и моменты относительно этих осей, отклоняющие долото при его вращении к стенке скважины, что приводит к дополнительному фрезерованию и увеличению диаметра скважины, отклонению долота при бурении от заданной проектной траектории, увеличению износа вооружения и, как следствие, снижению механической скорости бурения.In this case, downhole reactions to PDC cutters and additional supporting elements create forces and moments relative to two coordinate axes perpendicular to the axis of the bit, resulting in unbalanced forces and moments relative to these axes, deflecting the bit when it rotates to the borehole wall, which leads to additional milling and an increase in the diameter of the well, deviation of the bit during drilling from a given design path, an increase in the wear of weapons, and, as a result, a decrease in the mechanical speed of drilling.

Другим недостатком этого способа является существенное повышение потребного крутящего момента за счет трения при взаимодействии дополнительных опорных элементов с породой.Another disadvantage of this method is a significant increase in the required torque due to friction during the interaction of additional supporting elements with the rock.

Известен другой способ балансировки нагрузок в долоте PDC [2], принятый за прототип.There is another way to balance the loads in the PDC bit [2], adopted as a prototype.

Недостатком этого способа балансировки нагрузок является то, что часть опорных элементов расположена на значительном расстоянии от оси долота, что увеличивает потребный крутящий момент и, следовательно, затраты энергии при бурении, а также ускоренный износ вооружения самого долота.The disadvantage of this method of balancing loads is that part of the supporting elements is located at a considerable distance from the axis of the bit, which increases the required torque and, consequently, the energy consumption during drilling, as well as accelerated wear of the arms of the bit.

Техническим результатом настоящего изобретения является снижение энергоемкости бурения долотом с поликристаллическими алмазными элементами и повышение долговечности его вооружения.The technical result of the present invention is to reduce the energy consumption of drilling a bit with polycrystalline diamond elements and increase the durability of its weapons.

Технический результат достигается тем, что в долоте с поликристаллическим алмазным вооружением, имеющим лопасти с закрепленными на них резцами PDC и дополнительные опорные элементы для ограничения глубины резания, резцы PDC и дополнительные опорные элементы располагаются в процессе проектирования на лопастях таким образом, чтобы максимум расстояний от упорных элементов до оси долота Lmax удовлетворял неравенствуThe technical result is achieved in that in a bit with polycrystalline diamond armament having blades with PDC cutters fixed on them and additional supporting elements to limit the depth of cut, PDC cutters and additional supporting elements are located on the blades in the design process so that the maximum distance from the thrust elements to the axis of the bit L max satisfies the inequality

Lmax<0,4⋅R,L max <0.4⋅R,

где R - радиус долота.where R is the radius of the bit.

В предлагаемом способе балансировки нагрузок в долоте PDC дополнительные опорные элементы (резцы PDC, поверхности лопастей, наплавленные твердым сплавом и (или) другие опорные элементы) установлены на лопастях так, чтобы минимизировать суммарный момент относительно оси долота и тем самым затраты энергии на бурение скважины.In the proposed method of balancing the loads in the PDC bit, additional supporting elements (PDC cutters, surfaces of the blades deposited with hard alloy and (or) other supporting elements) are mounted on the blades so as to minimize the total moment relative to the axis of the bit and thereby the energy cost of drilling a well.

Это достигается за счет размещения опорных элементов на расстоянии от оси долота, меньшем 0,4 от его радиуса. При этом уменьшается плечо силы трения, возникающей при бурении, а также величина силы, поскольку наиболее нагруженной является плечевая область лопасти, расположенная на расстоянии от оси долота, большем 0,4R, как показано на фиг. 1 и 2 [3].This is achieved by placing the supporting elements at a distance from the axis of the bit, less than 0.4 from its radius. In this case, the shoulder of the friction force arising during drilling is reduced, as well as the magnitude of the force, since the shoulder region of the blade located at a distance from the bit axis greater than 0.4R is the most loaded, as shown in FIG. 1 and 2 [3].

Например, если резец №6, показанный на фиг. 2 будет иметь тот же радиус, что и резец №4, то только за счет снижения силы на резец с 2250 до 1600 фунт-силы крутящий момент уменьшится наFor example, if cutter No. 6 shown in FIG. 2 will have the same radius as tool 4, then only by reducing the force on the tool from 2250 to 1600 lbf will the torque be reduced by

Figure 00000001
.
Figure 00000001
.

Таким образом, размещение опорных элементов долота PDC в диапазоне от 0 до 0,4R позволяет снижать величину крутящего момента, необходимого для бурения скважины, т.е. энергоемкость бурения.Thus, the placement of the supporting elements of the PDC bit in the range from 0 to 0.4R allows to reduce the amount of torque required for drilling the well, i.e. energy intensity of drilling.

Результаты полевых испытаний образцов долот с предлагаемым способом размещения на лопастях опорных элементов подтвердили снижение энергоемкости бурения долотом с поликристаллическими алмазными элементами и повышения долговечности его вооружения.The results of field tests of samples of bits with the proposed method of placing support elements on the blades confirmed a decrease in the energy consumption of drilling with a drill with polycrystalline diamond elements and an increase in the durability of its weapons.

Перечень чертежей. Согласно принятой практике геометрические параметры чертежей приведены не в масштабе.The list of drawings. According to accepted practice, the geometric parameters of the drawings are not to scale.

На фиг. 1 показана лопасть долота PDC с закрепленными на ней опорными элементами.In FIG. 1 shows a PDC bit blade with supporting elements fixed thereto.

На фиг. 2 показан график зависимости силы на резец от удаления его от оси долота (номера резца). Здесь большему номеру резца соответствует большее расстояние до оси долота.In FIG. 2 shows a graph of the force on the cutter versus its removal from the bit axis (cutter number). Here, a larger cutter number corresponds to a greater distance to the axis of the bit.

На фиг. 1 цифрами обозначены: 1 - лопасть долота PDC, 2 - опорные элементы на лопасти; буквой R обозначен радиус долота.In FIG. 1 numbers indicate: 1 - PDC bit blade, 2 - supporting elements on the blade; the letter R denotes the radius of the bit.

Источники информацииInformation sources

1. Патент США №6298930 от 9.10.2001 г., кл. E21B 10/46 "Буровые долота с управляемыми нагружением резца и глубиной резания".1. US patent No. 6298930 from 10.10.2001, class. E21B 10/46 "Drill bits with controlled tool loading and cutting depth."

2. Патент РФ №2498038 от 10.04.2012 г., кл. E21B 10/43 «Способ балансировки нагрузок в долоте с поликристаллическим алмазным вооружением».2. RF patent No. 2498038 dated 04/10/2012, cl. E21B 10/43 "Method of balancing loads in a bit with polycrystalline diamond weapons."

3. Drill Bits Catalog. Baker Hughes, 2013.3. Drill Bits Catalog. Baker Hughes, 2013.

Claims (3)

Способ балансировки нагрузок в долоте с поликристаллическим алмазным вооружением, имеющем лопасти с закрепленными на них зубками PDC и дополнительные опорные элементы для ограничения глубины резания, отличающийся тем, что в процессе проектирования опорные элементы располагаются на лопастях таким образом, чтобы максимум расстояний от опорных элементов до оси долота Lmax удовлетворял неравенствуA method of balancing loads in a bit with polycrystalline diamond armament having blades with PDC teeth mounted on them and additional supporting elements to limit the depth of cut, characterized in that during the design process the supporting elements are located on the blades so that the maximum distance from the supporting elements to the axis bits L max satisfy the inequality Lmax<0,4⋅R,L max <0.4⋅R, где R – радиус долота.where R is the radius of the bit.
RU2015142683A 2015-10-07 2015-10-07 Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment RU2628363C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142683A RU2628363C2 (en) 2015-10-07 2015-10-07 Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142683A RU2628363C2 (en) 2015-10-07 2015-10-07 Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015142683A RU2015142683A (en) 2017-04-12
RU2628363C2 true RU2628363C2 (en) 2017-08-16

Family

ID=58641768

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015142683A RU2628363C2 (en) 2015-10-07 2015-10-07 Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2628363C2 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113775295B (en) * 2021-11-09 2022-01-18 西南石油大学 Drill bit design method for tracking global equality of rock strength of rock breaking well bottom of drill bit

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0874128A2 (en) * 1997-04-26 1998-10-28 Camco International (UK) Limited Rotary drill bit having movable formation-engaging members
US6298930B1 (en) * 1999-08-26 2001-10-09 Baker Hughes Incorporated Drill bits with controlled cutter loading and depth of cut
EP1236861A1 (en) * 2001-03-02 2002-09-04 Varel International, Inc. Mill/drill bit
US7441612B2 (en) * 2005-01-24 2008-10-28 Smith International, Inc. PDC drill bit using optimized side rake angle
RU2421589C2 (en) * 2005-12-14 2011-06-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Drilling bits with supporting elements providing decrease of cutting elements protrusion
RU2498038C1 (en) * 2012-04-10 2013-11-10 Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") Method to balance loads in chisel with half-crystalline diamond equipment

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0874128A2 (en) * 1997-04-26 1998-10-28 Camco International (UK) Limited Rotary drill bit having movable formation-engaging members
US6298930B1 (en) * 1999-08-26 2001-10-09 Baker Hughes Incorporated Drill bits with controlled cutter loading and depth of cut
EP1236861A1 (en) * 2001-03-02 2002-09-04 Varel International, Inc. Mill/drill bit
US7441612B2 (en) * 2005-01-24 2008-10-28 Smith International, Inc. PDC drill bit using optimized side rake angle
RU2421589C2 (en) * 2005-12-14 2011-06-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Drilling bits with supporting elements providing decrease of cutting elements protrusion
RU2498038C1 (en) * 2012-04-10 2013-11-10 Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") Method to balance loads in chisel with half-crystalline diamond equipment

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015142683A (en) 2017-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2009222619B2 (en) Drilling Tool
US6695073B2 (en) Rock drill bits, methods, and systems with transition-optimized torque distribution
US10890030B2 (en) Method, apparatus by method, and apparatus of guidance positioning members for directional drilling
EA025749B1 (en) Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools
US10000975B2 (en) Cutting element
US11542754B2 (en) Cutting structure design with secondary cutter methodology
NO20150550A1 (en) Drill bit apparatus for regulating torque on drill bit
US20180023372A1 (en) Methods of designing and forming earth-boring tools using a plurality of depth of cut values
RU2628363C2 (en) Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment
US20160237751A1 (en) Unbalance force identifiers and balancing methods for drilling equipment assemblies
RU2445433C1 (en) Stabilising two-stage cutting bit
Talalay et al. Anti-torque systems of electromechanical cable-suspended drills and test results
EP3141688A1 (en) Monolithic blade stabiliser tool for drill string
RU2498038C1 (en) Method to balance loads in chisel with half-crystalline diamond equipment
RU2390617C1 (en) Drilling triple cone rock bit
Powell et al. Percussion drilling system combined with hybrid PDC bit increases ROP and interval drilled on Taoudenni basin well in Mauritania
EP3129577B1 (en) Ultra-high rop blade enhancement
Makkar et al. Coupling Between Lateral and Torsional Vibrations: A New Insight into PDC Bit Drilling Inefficiencies
RU2473770C1 (en) Drilling rock bit
RU131410U1 (en) MILLING TOOL
US8818775B2 (en) Methods of designing earth-boring tools using a plurality of wear state values and related methods of forming earth-boring tools
RU2543226C2 (en) Method for enlargement and reaming of well shaft
RU2603308C1 (en) Drill bit
RU2611776C1 (en) Boring bit for reactive turbodrilling
RU2579087C1 (en) Bit for jet-turbine drilling

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191008