RU2628363C2 - Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment - Google Patents
Method for balancing loads in bit with polycrystalline diamond equipment Download PDFInfo
- 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
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
- E21B10/43—Rotary 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
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
. .
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.
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.
3. Drill Bits Catalog. Baker Hughes, 2013.3. Drill Bits Catalog. Baker Hughes, 2013.
Claims (3)
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)
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)
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 |
-
2015
- 2015-10-07 RU RU2015142683A patent/RU2628363C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
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 |