CN104508231A - 改进钻井工具的稳定性的系统和方法 - Google Patents

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Abstract

根据本申请的一些实施例，一种构造钻头的方法包括确定钻头的刃部的数量。如果钻头的刃部的数量等于五个，该方法还包括将多个切削深度控制器(DOCC)中的每一个设置在钻头的刃部之一上，使得多个DOCC的每组三个径向连续的DOCC基本上受力平衡。如果钻头的刃部的数量大于五个，该方法还包括将多个DOCC中的每一个设置在钻头的刃部之一上，使得多个DOCC的每组四个径向连续的DOCC基本上受力平衡。

Description

改进钻井工具的稳定性的系统和方法
技术领域
本申请主要涉及井下钻井工具，特别是涉及改进钻井工具的稳定性的系统和方法。
背景技术
已有各种类型的井下钻井工具(包括但不限于旋转钻头、铰刀、岩芯钻头、和其它井下工具)用于形成与井下地层相关联的井眼。这样的旋转钻头的示例包括但不限于与延伸穿过一个或多个井下地层的油井或气井相关联的固定切削钻头、刮刀钻头、聚晶金刚石复合片(PDC)钻头、和胎体钻头。固定切削钻头(例如PDC钻头)可包括多个刃部，每个刃部包括多个切削元件。
在通常的钻井应用中，PDC钻头具有比非PDC钻头更长的钻头寿命，且可用于钻透各种级别或类型的地质层。通常的地层可大体在地层上部(例如较浅的钻井深度)具有较低的压缩强度，而在地层下部(例如较深的钻井深度)具有较高的压缩强度。
钻井工具可包括一个或多个切削深度控制器(DOCC)，其构造为控制钻井工具切削到地质层的侧面中的(切削)量。然而，通常的DOCC配置使得根据所需切削深度控制钻井工具的切削深度的全部DOCC不会同时接触地层。因此，DOCC不能将切削工具的切削深度控制到所需的切削深度，且不能相对彼此均匀地控制切削深度。这种不均匀的切削深度控制会导致受力不平衡和振动。而且，钻井工具的DOCC的传统布局会增加这些不平衡力。
发明内容
根据本申请的一些实施例，一种构造钻头的方法包括确定钻头的刃部的数量。如果钻头的刃部的数量等于五个，该方法还包括将多个切削深度控制器(DOCC)中的每一个均设置在钻头的刃部之一上，使得多个DOCC的每组三个径向连续的DOCC基本上受力平衡。如果钻头的刃部的数量大于五个，该方法还包括将多个DOCC中的每一个设置在钻头的刃部之一上，使得多个DOCC的每组四个径向连续的DOCC基本上受力平衡。
附图说明
为了更全面地理解本申请和及其多个特征和优点，现结合附图做出如下描述，在附图中：
图1示出了根据本申请的一些实施例的钻井系统的示例性实施例；
图2示出了形成根据本申请的一些实施例的井眼的钻头的钻头面轮廓线；
图3示出了刃部轮廓线，其可表示根据本申请的一些实施例的钻头刃部的剖面图；
图4A示出了根据本申请的一些实施例的钻头的表面，所述钻头包括在钻井期间对其施加力的切削深度控制器(DOCC)；
图4B示出了图4A的钻头的钻头面轮廓线；
图5A示出了根据本申请的一些实施例的示例性钻头的表面，所述钻头包括可基本上受力平衡的多个DOCC；
图5B示出了图5A的钻头的钻头面轮廓线；
图6A示出了根据本申请的一些实施例的另一个示例性钻头的表面，所述钻头包括可基本上受力平衡的多个DOCC；
图6B示出了图6A的钻头的钻头面轮廓线；
图7A示出了根据本申请的一些实施例的包括五个刃部的示例性钻头的表面，所述刃部具有设置在其上且受力平衡的多个DOCC；
图7B示出了图7A的钻头的钻头面轮廓线；
图8A示出了根据本申请的一些实施例的包括六个刃部的示例性钻头的表面，所述刃部具有设置在其上且受力平衡的多个DOCC；
图8B示出了图8A的钻头的钻头面轮廓线；
图9A示出了根据本申请的一些实施例的包括七个刃部的示例性钻头的表面，所述刃部具有设置在其上且受力平衡的多个DOCC；
图9B示出了图9A的钻头的钻头面轮廓线；
图10示出了根据本申请的一些实施例的包括八个刃部的示例性钻头的表面，所述刃部具有设置在其上且受力平衡的多个DOCC；
图11示出了根据本申请的一些实施例的包括九个刃部的示例性钻头的表面，所述刃部具有设置在其上且受力平衡的多个DOCC；
图12示出了根据本申请的一些实施例的将多个DOCC设置在钻头上的示例性方法，使得与作用于钻头的DOCC相关联的不平衡力可减少；
图13示出了根据本申请的一些实施例的将多个DOCC设置在钻头上的另一种示例性方法，使得与作用于钻头的DOCC相关联的不平衡力可减少；
图14A示出了根据本申请的一些实施例的钻头的表面，由此可确定临界切削深度控制曲线(CDCCC)；
图14B示出了图14A的钻头的钻头面轮廓线；
图14C和图14D示出了图14A的钻头的临界切削深度控制曲线；以及
图15示出了根据本申请的一些实施例的确定和产生CDCCC的示例性方法。
具体实施方式
参照图1至图15可最好地理解本申请的多个实施例及其优点，其中相同的附图标记表示相同和对应的部分。
图1示出了根据本申请的一些实施例的钻井系统100的示例性实施例，所述钻井系统构造为钻入一个或多个地质层。当钻过多个地质层时，多种力可作用于钻井工具的多个部件，例如钻井工具的切削元件和切削深度控制器(DOCC)。因此，如果作用于钻井工具的每个部件的力没有被充分平衡，则钻井工具会经受多个不平衡力。
不平衡力可由与非均匀的井下钻井条件相关的多种因素导致。例如，当钻井工具从第一井下地层过渡到比第一地层硬的第二井下地层时，不平衡力就会产生。在从第一井下地层钻入第二井下地层、而第二井下地层处于不垂直于井下钻井工具已形成的井眼的角度时，不平衡力也会产生。而且，不同的DOCC在不同的时间与地层接触也会产生不平衡力。这些不平衡力可导致钻柱发生振动，这将损坏钻柱的一个或多个部件。因此，钻井系统100可包括多个井下钻井工具(例如、钻头、铰刀、开洞器等)，这些井下钻井工具被构造为减少施加到钻井系统100的一个或多个部件的不平衡力，从而改进钻井系统100的性能。
如下文进一步详细描述且根据本申请的一些实施例，钻井工具可包括多个DOCC，其定向在钻井工具上以改进作用于钻井工具的多个力的平衡。另外，为特定需求的切削深度而构造的DOCC可构造为使得它们基本上在同一时间接触地层，从而进一步改进作用于钻井工具的力的平衡。因此，与DOCC相关联的钻井工具的不平衡力可被减少或消除。
钻井系统100可包括井地面或井场106。多种类型的钻井设备(例如旋转钻台、泥浆泵和泥浆罐(未特意示出))可位于井地面或井场106。例如，井场106可包括井架102，该井架可具有与“陆地井架”相关联的多种特点和特征。然而，包含了本申请的教导内容的井下钻井工具可以令人满意地用于位于海上平台、钻井船、半潜式平台和钻探船的钻井设备(未特意示出)。
钻井系统100可包括与钻头101相关联的钻柱103，该钻头可用于形成许多种井眼或孔眼，例如图1中所示的大体竖向的井眼114a或大体水平的井眼114b。多种定向钻井技术以及钻柱103的井底组件(BHA)120的相关部件可用于形成水平井眼114b。例如，可在接近造斜位置(kickoff position)113处对BHA120施加侧向力，以形成从大体竖向的井眼114a延伸的水平井眼114b。
BHA120可由构造为形成井眼114的许多种部件形成。例如，BHA120的部件122a、122b和122c可包括但不限于：钻头(例如钻头101)、钻铤、旋转导向工具、定向钻井工具、井下钻井马达、铰刀、扩孔器或稳定器。BHA120中包括的部件(例如钻铤)的数量和部件122的不同类型可取决于预期的井下钻井条件以及钻柱103和旋转钻头101将要形成的井眼的类型。
井眼114可由从井地面106延伸到选定的井下位置的套管柱110部分地限定。如图1所示，井眼114的未包括套管柱110的部分可描述为“裸井”。多种类型的钻井流体可从井地面106被泵送通过钻柱103到达附接的钻头101。这些钻井流体可被导向为从钻柱103经过旋转钻头101流到相应的喷嘴(未特意示出)。钻井流体可通过由钻柱103的外径112和井眼114a的内径118部分限定的环空108回流到井地面106。内径118可称为井眼114a的“侧壁”。环空108也可由钻柱103的外径112和套管柱110的内径111限定。
钻井系统100还可包括旋转钻头(“钻头”)101。钻头101可为任何类型的固定式切削器钻头，包括PDC钻头、刮刀钻头、胎体钻头、和/或钢铁体钻头，它们能够操作为从井眼114延伸通过一个或多个井下地层。钻头101可根据本申请的教导而设计和形成，且可具有根据钻头101的特定应用的不同设计、构造、和/或尺寸。
钻头101可包括一个或多个刃部126(例如刃部126a-126i)，所述刃部可从钻头101的钻头体124的外部向外设置。钻头体124可呈大体柱形，且设置在钻头体124上的刃部126可以是从旋转钻头体124向外延伸的任何适当类型的突出物。例如，刃部126的一部分可直接或间接联接到钻头体124的外部，而刃部126的其它部分可远离钻头体124的外部而突出。根据本申请的教导形成的刃部126可呈许多种构造，包括但不限于大致弧形、螺旋形、螺线形、锥形、会聚式、扩散式、对称式和/或非对称式。
在一些情况中，刃部126可呈大致弧形构造、大体螺旋形构造、螺线形构造，或适用于每种井下钻井工具的任何其它构造。一个或多个刃部126可呈从钻头101的邻近旋转轴线104处延伸的大致弧形构造。该弧形构造可部分地由从邻近钻头旋转轴线(旋转轴线)104处延伸的大体凹入的、下陷形状的部分限定。弧形构造也可部分地由位于凹入的下陷部分与每个刃部的大体对应于旋转钻头的外径的外部之间的大体凸出且向外弯曲的部分限定。
在钻头101的实施例中，刃部126可包括围绕旋转轴线104大体对称设置的多个主刃部。例如，一个实施例可包括相对于旋转轴线104彼此之间以近似120度定向的三个主刃部，从而为钻头101提供稳定性。在一些实施例中，刃部126还可包括设置在主刃部之间的至少一个次刃部。次刃部和主刃部的数量和位置可大致变化。刃部126可相对于彼此和旋转轴线104设置为对称或非对称，该设置可基于钻井环境的井下钻井条件。
每个刃部126可包括设置为邻近或朝向旋转轴线104的第一端和设置为邻近或朝向钻头101的外部(即设置为大体远离旋转轴线104且朝向钻头101的井上部分)的第二端。术语“井下”和“井上”在本申请中可用于描述钻井系统100的多种部件的相对于井眼的底部或端部的位置。例如，被描述为位于第二部件“井上”的第一部件，可比第二部件更远离井眼的端部。类似的，被描述为位于第二部件“井下”的第一部件可位于比第二部件更靠近井眼的端部。
每个刃部126可具有设置在刃部沿钻头101的旋转方向一侧的前表面(或前面)，和设置在刃部远离钻头101的旋转方向一侧的后表面(或后面)。刃部126可定位成沿钻头体124，使得它们呈相对于旋转轴线104的螺线构造。在其它实施例中，刃部126可定位成沿钻头体124、呈相对于彼此和旋转轴线104大体平行的构造。
刃部126可呈从旋转轴线104纵向延伸的大体拱形构造。刃部126的拱形构造可彼此配合，从而部分地限定临近旋转轴线设置且从旋转轴线向外径向延伸的大体锥形或下陷的部分。
刃部126可包括从每个刃部126的外部向外设置的一个或多个切削元件128。例如，切削元件128的一部分可直接或间接联接到刃部126的外部，而切削元件128的另一部分可远离刃部126的外部而突出。切削元件128可以是构造为切入地层的任何适当装置，包括但不限于主切削元件，后备切削元件或其组合。作为非限制性示例，切削元件128可以是多种类型的、适用于许多种钻头101的切削器、压块、钮块、插入件、和量规切削器。
在本申请的一些实施例中，切削元件128可设置在刃部126上以改进作用于切削元件128的力的平衡。因此，除了减少与DOCC相关联的不平衡力以外，还可减少与切削元件128相关联的不平衡力。
切削元件128可包括相应的基底，每个相应基底的一端上可设有一层硬质切削材料。切削元件128的硬质层可提供接合井下地层的相邻部分的切削表面以形成井眼114。切削表面与地层的接触可形成与每个切削元件128相关联的切削区域。切削表面的位于切削区域内的边缘可称为切削元件128的切削边缘。
切削元件128的每个基底可呈多种构造，而且可由碳钨化合物或与形成旋转钻头的切削元件相关联的其它材料形成。碳钨化合物可包括但不限于碳化钨(WC)、碳化二钨(W2C)、宏晶碳钨化合物和渗碳或烧结碳钨化合物。基底也可用其它硬质材料形成，包括多种合金和水泥，例如金属硼化物、金属碳化物、金属氧化物和金属氮化物。对于一些应用，硬质切削层可由与基底大致相同的材料形成。在其它应用中，硬质切削层可由与基底不同的材料形成。用于形成硬质切削层的示例性材料可包括聚晶金刚石材料，例如合成聚晶金刚石。
刃部126还可包括一个或多个DOCC(未特意示出)，构造为控制切削元件128的切削深度。DOCC可包括冲击避震器、后备切削器和/或MDR(改良型金刚石加强件)。刃部126的外部、切削元件128和DOCC可被描述为形成钻头面的多个部分。如上所述和下文详细描述，DOCC在钻头101和刃部126的表面上的布局和设置可使得与DOCC相关联的不平衡力减少。
刃部126还可包括设置在刃部126上的一个或多个量规衬垫(未特意示出)。量规衬垫可为设置在刃部126外部的量规、量规段、或量规部分。量规衬垫通常可接触由钻头101形成的井眼114的相邻部分。刃部126的外部和/或相关联的量规衬垫可相对笔直井眼(例如井眼114a)的相邻部分设置成多种角度，正角度、负角度、和/或平行。量规衬垫可包括一层或多层硬质表面材料。
钻头101的穿透速率(ROP)通常是钻压(WOB)和每分钟转数(RPM)的函数。钻柱103可在钻头101施加重量，而且还可围绕旋转轴线104旋转钻头101以形成井眼114(例如井眼114a或井眼114b)。对于一些应用，井下马达(未特意示出)可设置为BHA120的一部分，从而也旋转钻头101。DOCC(未特意示出)和刃部126控制的切削深度也可基于特定钻头的ROP和RPM。因此，如上所述和下文详细描述，用于提供切削元件128的改进的切削深度的DOCC构造可部分地基于特定钻头101所需的ROP和RPM。
图2示出了钻头面轮廓线200，其可表示钻头101的剖面图。在本实施例中，根据本申请的一些实施例，钻头101可构造为穿过第一地层202进入第二地层204以形成井眼。刃部(未特意示出)的外部、切削元件128和DOCC(未特意示出)可在径向平面中旋转地突出以形成钻头面轮廓线200。在示出的实施例中，地层202可描述为与井下的地层204相比“较软”或“硬度较小”。如上所述和下文详细描述，钻头101的刃部126上的DOCC的布置可使得从地层202过渡到地层204导致的不平衡力减少。
如图2所示，钻头101的接触井下地层的相邻部分的外部可描述为“钻头面”。钻头101的钻头面轮廓线200可包括多个区域或段。由于钻头面轮廓线200的旋转突出部，钻头面轮廓线200可以围绕旋转轴线104大致对称，使得旋转轴线104一侧上的区域或段可大致类似于旋转轴线104的相对侧上的区域或段。
例如，钻头面轮廓线200可包括位于量规区域206b的相对位置的量规区域206a、位于肩部区域208b的相对位置的肩部区域208a、位于鼻部区域210b的相对位置的鼻部区域210a、以及位于芯部区域212b的相对位置的芯部区域212a。每个区域包括的切削元件128可称为该区域的切削元件。例如，量规区域206中包括的切削元件128g可称为量规切削元件，肩部区域208中包括的切削元件128s可称为肩部切削元件，鼻部区域210中包括的切削元件128n可称为鼻部切削元件，芯部区域212中包括的切削元件128c可称为芯部切削元件。如下文参照图3详细论述的，沿钻头面轮廓线200的每个区域或段可被部分地限定在相关联的刃部126的相应部分中。
芯部区域212可大体凸出，而且可形成在钻头101的每个刃部(例如图1中示出的刃部126)的外部上，邻近旋转轴线104且从旋转轴线伸出。鼻部区域210可大体凸出，而且可形成在钻头101的每个刃部的外部上，邻近每个芯部区域212且从每个芯部区域伸出。肩部区域208可形成在每个刃部126的外部上，而每个刃部126从相应的鼻部区域210延伸且可邻近相应的量规区域206终结。
图3示出表现钻头101的另一个剖面图的钻头面轮廓线300。钻头面轮廓线300可表现钻头101。图2和图3的对比显示，图3的钻头面轮廓线300是相对于图2的面轮廓线200的翻转。
图3的图像中的对应于旋转轴线104的坐标可称为轴向坐标或位置。图3的图像中的对应于参考线301的坐标可称为径向坐标或径向位置，其可表示在穿过旋转轴线104的径向平面中从旋转轴线104正交延伸的距离。例如，图3中的旋转轴线104可沿z轴放置，而参考线301可表示从旋转轴线104正交延伸到径向平面(可限定为ZR平面)上一点的距离(R)。
根据本申请且如下详细描述，沿钻头面轮廓线200和300设置的DOCC(未特意示出)可设置在刃部126上且定向在钻头101的表面上以减少作用于钻头101的力的不平衡性。如下文参照图4至图11论述的，钻头101的表面上的用于减少不平衡力的每个DOCC的定位可使得连续放置在径向平面中的多组DOCC可大致力平衡。这样的力平衡可基于刃部126的数量、DOCC的数量和每组径向连续的DOCC的数量。另外，每个DOCC的轴向位置可被调整为使得钻头101的根据所需切削深度构造的每个DOCC可在基本上同一时间接触地层，以减少与DOCC相关联的不平衡力。
图2和图3仅作为示例性目的，在不背离本申请范围的前提下，可对图2和图3做出多种改型、添加和省略。例如，关于钻头面轮廓线的不同区域的实际位置可进行改变，且不必精确符合所述。
图4A示出了根据本申请的一些实施例的包括DOCC402的钻头401的表面，DOCC在钻井期间受到作用于其上的力。图4B示出了图4A的钻头401的钻头面轮廓线。为了提供参照系，图4B可包括类似于图3的坐标系，且包括可表示钻头401的旋转轴线404的z轴。因此，对应于图4B的z轴的坐标或位置可称为图4B中描绘的钻头面轮廓线的轴向坐标或轴向位置。图4B还包括表示与钻头401的旋转轴线404的正交距离的径向轴线(R)。
此外，沿图4A中所示的钻头401的钻头面的位置可由图4A的xy平面的x坐标和y坐标描述。图4A的xy平面可大致垂直于图4B的z轴，使得图4A的xy平面可大致垂直于钻头401的旋转轴线404。此外，图4A的x轴和y轴可在图4B的z轴处彼此相交，使得x轴和y轴可在钻头401的旋转轴线404处彼此相交。
从钻头401的旋转轴线404到图4A的钻头面的xy平面中一点的距离可表示该点在图4B中描绘的钻头面轮廓线上的径向坐标或径向位置。例如，xy平面中的具有x坐标x和y坐标y的一点的径向坐标r可由如下等式表达：
r = x 2 + y 2 .
此外，xy平面(图4A)中的一点可具有角坐标，该角坐标可以是从钻头401的旋转轴线404正交延伸到该点的线与x轴之间的角度。例如，xy平面(图4B的)中具有x坐标x和y坐标y的一点的角坐标(θ)可由如下等式表达：
θ＝arctan(y/x)。
引用的坐标和坐标系仅作为示例性目的，在不背离本申请范围的前提下，任何其它适当的坐标系或构造可用于提供与图4A和图4B相关的钻头的钻头面轮廓线和钻头面上的点的参照系。此外，可使用任何适当单位。例如，角位置可由度数或弧度表达。
回到图4A，钻头401可包括设置在多个刃部426上的DOCC402。在本图示中仅描绘了一个DOCC402，但钻头401可包括设置在任何一个刃部426上的附加的DOCC。此外，刃部426还可包括多个切削元件(未特意示出)，且DOCC402可控制一个或多个这些切削元件的切削深度。
如上所述，当DOCC402在钻井中接触地层时，会有多种力作用于DOCC402。这些力可包括图4A中示出的两个力：摩擦力(Ff)405(也称为拖曳力)、径向力(Fr)407，以及图4B中描绘的法向力(Fn)411。
摩擦力405和径向力407的合力可导致作用于钻头401的侧向力409，使得摩擦力405和径向力407可为钻头401的侧向力409的分矢量。作用于每个DOCC402的摩擦力405和径向力407的合力可表示因DOCC402而作用于钻头401的总体侧向力409。侧向力409(如果未平衡)可导致施加于钻头401的侧向力矩，这可导致钻头401的振动、沿不希望方向的转向或其结合。因此如下文的详细描述，多个DOCC402可设置在多个刃部426上以改进平衡它们各自的摩擦力405和径向力407，使得侧向力409和其相关的侧向力矩可被减少。
如图4B中所示，与DOCC402相关的法向力411可包括作用于DOCC402的、垂直于DOCC402的表面的力。法向力411可包括分矢量径向力(Fr)415(其可以是合力的等于图4A的径向力407的那部分)和分矢量轴向力(Fa)413。轴向力413可表示作用于DOCC402的、平行于钻头401的旋转轴线404的力。轴向力413可产生作用于钻头401的轴向力矩，其可由轴向力413乘以DOCC402到旋转轴线404的径向距离来表示。例如在本图示中，DOCC402可具有到旋转轴线404的径向距离“L”，使得与DOCC402相关的、作用于钻头401的轴向力矩(Ma)可由以下等式表达：
Ma＝Fa*L。
DOCC402可设置在刃部426上，使得DOCC402的轴向力矩可大致平衡，以减少钻头401的总体轴向力矩。轴向力矩的减少可减少振动并维持钻头401所需的轨迹。
在不背离本申请范围的前提下，可对图4A和图4B做出多种改型、添加或省略。例如，如前所述，钻头401可包括任何数量的DOCC402，它们以改进作用于钻头401的力的平衡的方式设置在任何数量的刃部426上。如下文详细描述，DOCC402可组成接触待钻井地层的径向连续DOCC402的多个组，以平衡作用于钻头401的力。此外，虽然未特意示出，钻头401可包括一个或多个切削元件。
图5A示出了根据本申请的一些实施例的包括DOCC502a、502b、和502c的钻头501的表面，这些DOCC可以是基本上受力平衡的一组三个径向连续的DOCC。图5B示出图5A的钻头501的钻头面轮廓线。图5A和图5B的钻头501上的DOCC502a-502c的定向可包括类似于图4A和4B的坐标系。钻头501还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
钻头501可包括刃部526a-526e。刃部526a可包括设置在其上的DOCC502a，刃部526b可包括设置在其上的DOCC502b，而刃部526d可包括设置在其上的DOCC502c。DOCC502a的径向位置可最靠近钻头501的旋转轴线504。DOCC502b的径向位置与DOCC502a的径向位置的重叠可小于100％，且可比DOCC502a更远离径向平面中的旋转轴线504。在本实施例中，因为DOCC502a和502b可在径向平面中彼此相邻，所以DOCC502b可以是沿径向临近或“邻近”DOCC502a的DOCC。DOCC502b的径向位置与DOCC502a的径向位置的重叠可小于100％，且可比DOCC502b更远离径向平面中的旋转轴线504和芯部区域512。因为DOCC502b和502c可在径向平面中彼此相邻，所以DOCC502c可以是临近或“邻近”DOCC502b的DOCC。由于DOCC502a-502c设置为从旋转轴线504径向向外地朝向钻头501的边缘，所以DOCC502a、502b、和502c可称为从DOCC502a到DOCC502c的径向连续的DOCC。
在图5A示出的实施例中，DOCC502a、502b、和502c可分别设置在刃部526a、526b、和526d上，使得DOCC502a、502b和502c相对于旋转轴线504彼此间隔接近120度。在这种DOCC502a-502c在钻头501的表面上以大体对称的方式间隔开的构造中，与DOCC502a、502b、和502c相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。
例如，DOCC502a、502b、和502c可分别具有相关的径向力507a、507b、和507c，且分别具有相关的摩擦力505a、505b、和505c。摩擦力505a、505b、和505c和径向力507a、507b、和507c可导致作用于钻头501的侧向力509a、509b、和509c，类似于上文参照图4A描述的作用于钻头401的侧向力409。如图5A中所示，侧向力509a、509b、和509c的方向可至少部分地彼此相对，使得侧向力509a、509b、和509c可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC502a-502c相关的、作用于钻头501的总体侧向力和其相关侧向力矩可被减少和/或最小化。这样的构造是理想的，因为总体侧向力和侧向力矩接近于零，钻头501和与其相关的BHA以及钻柱的振动也可被减少，这可减少部件的磨损并改进钻井性能。
而且，如图5B中所示，轴向力513a、513b、和513c可分别与DOCC502a、502b、和502c相关。由于DOCC502a、502b、和502c以图5A中描绘的大体对称方式设置在钻头501上，所以轴向力513a、513b、和513c可作用于钻头501的表面的不同区域上，使得与轴向力513a、513b、和513c相关的轴向力矩可至少部分地彼此抵消。
因此，与DOCC502a-502c相关的、作用于钻头501的总体不平衡力和力矩(例如侧向和轴向的力和力矩)可被减少和/或最小化。如图5A和图5B中所示和描述那样构造的DOCC502a、502b、和502c可称为受力平衡的一组三个径向连续的DOCC。
此外，如下文参照图12、图14A至图14D及图15的详细描述，DOCC502a、502b、和502c的轴向位置可构造为使得每个DOCC502a、502b、和502c为所需的切削深度在基本上同一时间接触地层。因此，与未在基本上同一时间接触地层的DOCC502a-502c相关的不平衡力可被减少。
在不背离本申请范围的前提下，可对钻头501做出多种改型、添加或省略。例如，一组DOCC502可位于钻头501的不同区域(例如芯部区域512、肩部区域508、量规区域506a等)中和/或与该不同区域重叠。此外，钻头可包括更多或更少的刃部和/或DOCC，而DOCC可根据刃部和某一时刻接触地层的DOCC的特定数量进行力平衡。
例如，图6A示出了根据本申请的一些实施例的包括DOCC602a、602b、602c、和602d的钻头601的表面，这些DOCC可以是基本上受力平衡的一组四个径向连续的DOCC。图6B示出图6A的钻头601的钻头面轮廓线。图6A和图6B的钻头601上的DOCC602a-602d的定向可包括类似于图4A和4B的坐标系。钻头601还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
钻头601可包括刃部626a-626d，这些刃部上分别设有DOCC602a-602d。在示出的实施例中，DOCC602a-602d可设置为径向向外，其中DOCC602a设置为沿径向最靠近旋转轴线604，而DOCC602d设置为最靠近钻头601的边缘。因此，类似于图5A和图5B的DOCC502a-502c，DOCC602a-602d可称为从DOCC602a到DOCC602d的径向连续的DOCC。
在图6A示出的实施例中，DOCC602a-602d可分别设置在刃部626a-626d上，使得DOCC602a-602d相对于旋转轴线604彼此间隔接近90度。类似于上文与图5A和图5B的DOCC502a-502c相关的描述，在这样的DOCC602a-602d在钻头601的表面上以大体对称的方式间隔开的构造中，与DOCC602a-602d相关的不平衡力和力矩可至少部分地彼此抵消。
例如，DOCC602a、602b、602c、和602d可分别具有相关的径向力607a、607b、607c、和607c，且分别具有相关的摩擦力605a、605b、605c、和605d。摩擦力605a、605b、605c、和605d和径向力607a、607b、607c、和607c可导致作用于钻头601的侧向力609a、609b、609c、和609d，类似于上文参照图4A描述的作用于钻头401的侧向力409和参照图5A描述的作用于钻头501的侧向力509a-509c。如图6A中所示，侧向力609a、609b、609c、和609d的方向可至少部分地彼此相对，使得侧向力609a、609b、609c、和609d可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC602a-602d相关的、作用于钻头601的总体侧向力和其相关侧向力矩可被减少和/或最小化。
而且，如图6B中所示，轴向力613a、613b、613c、和613d可分别与DOCC602a、602b、602c、和602d相关。由于DOCC602a、602b、602c、和602d以图6A中描绘的大体对称方式设置在钻头601上，所以轴向力613a、613b、613c、和613d可作用于钻头601的表面的不同区域上，使得与轴向力613a、613b、613c、和613d相关的轴向力矩可至少部分地彼此抵消。
因此，与DOCC602a-602d相关的、作用于钻头601的总体不平衡力和力矩(例如侧向和轴向的力和力矩)可被减少和/或最小化。如图6A和图6B中所示和描述那样构造的DOCC602a、602b、602c、和602d可称为受力平衡的一组四个径向连续的DOCC。
此外，如下文参照图13、图14A至图14D及图15的详细描述，DOCC602a-602d的轴向位置可构造为使得每个DOCC602a、602b、602c、和602d在所需切削深度处在基本上同一时间接触地层。因此，与未在基本上同一时间接触地层的DOCC602a-602d相关的不平衡力可被减少。
在不背离本申请范围的前提下，可对钻头601做出多种改型、添加或省略。例如，一组DOCC602可位于钻头601的不同区域(例如芯部区域612、肩部区域608、量规区域606a等)中和/或与该不同区域重叠。此外，钻头可包括更多或更少的刃部和/或DOCC，而DOCC可根据刃部和某一时刻接触地层的DOCC的特定数量进行力平衡。而且，图6A和6B用于示出在具有四个刃部的钻头601上的、基本上受力平衡的四个径向连续的DOCC的布局。然而，如下文参照图8A至图11、及图13的详细描述，具有多于五个刃部的钻头也可具有受力平衡的一组或多组四个径向连续的DOCC。
如上所述，钻头的DOCC可构造为受力平衡的多组三个径向连续的DOCC和受力平衡的多组四个径向连续的DOCC(其它还有受力平衡的多组N个径向连续的DOCC)。如下文参照图7A、图7B及图12详细描述，通过将DOCC设置在五个刃部的钻头上，使得钻头的每组三个径向连续的DOCC基本上受力平衡，具有五个刃部的钻头的DOCC的相关不平衡力可被减少和/或最小化。此外，如下文参照图8A至图11和图13所述，通过将DOCC设置为使得每组四个径向连续的DOCC基本上受力平衡，具有多于五个刃部的钻头的DOCC的相关不平衡力可被减少和/或最小化。此外，DOCC的轴向位置可根据本申请确定为使得与所需切削深度相关的每个DOCC在基本上同一时间接触地层。因此，根据本申请的教导而设计的钻头可具有改进的力平衡和减振，这可减少相关钻柱的一个或多个部件的应力和磨损。
图7A示出了根据本申请的一些实施例的包括五个刃部(刃部726a-726e)的钻头701的表面，这些刃部具有设置在其上且力平衡的多个DOCC(DOCC702a-702j)。图7B示出了图7A的钻头701的钻头面轮廓线。钻头701还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
在图7A和7B示出的实施例中，DOCC702a-702j可从钻头701的旋转轴线704向外渐增地设置，使得DOCC702a-702j可被视为是从DOCC702a到DOCC702j的径向连续的DOCC。如下文的详细描述，DOCC702a-702j可设置在刃部726a-726e上，使得任一组三个径向连续的DOCC702可受力平衡。这样的构造可使钻头701有增强的平衡性和稳定性。
例如，DOCC702a-702j可被分为以下几组三个径向连续的DOCC：(702a、702b、702c)；(702b、702c、702d)；(702c、702d、702e)；(702d、702e、702f)；(702e、702f、702g)；(702f、702g、702h)；(702g、702h、702i)；和(702h、702i、702j)。如图7A所示，多组三个径向连续的DOCC中的每个DOCC702在其各自的组中以大体对称方式与其它DOCC间隔开(例如相对于旋转轴线704彼此以接近100度与140度之间的角度间隔开)，使得特定组的三个径向连续的DOCC702的每个DOCC702相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。例如，DOCC702a、702b、和702c被间隔开，使得与DOCC702a、702b和702c中的每一个相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC702a-702j相关的、由钻头701承受的总体不平衡力可被减少或最小化。DOCC702a-702j在钻头701的表面上的布置使得每组三个径向连续的DOCC可根据下文参照图12描述的方法1200进行力平衡。
此外，DOCC702a-702j的轴向位置可构造为使得DOCC702a-702j中的每一个在基本上同一时间接触被钻井的地层。这样的调整可通过计算关于钻头701的临界切削深度控制曲线(CDCCC)来进行。CDCCC的计算将在下文中参照图14和图15详细描述。
在不背离本申请范围的前提下，可对图7A和7B做出多种改型、添加或省略。例如，设置在刃部726a-726e上的DOCC702a-702j的多种构造可导致每组三个径向连续的DOCC受力平衡。所描述的DOCC702a-702j在钻头701上的设置仅是DOCC702a-702j在包括五个刃部的钻头上布置成受力平衡的多组三个径向连续的DOCC的一个示例。
图8A示出了根据本申请的一些实施例的包括六个刃部(刃部826a-826f)的钻头801的表面，这些刃部具有设置在其上且受力平衡的十二个DOCC(DOCC802a-)。图8B示出了图8A的钻头801的钻头面轮廓线。钻头801还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
在图8A和图8B示出的实施例中，DOCC802a-可从钻头801的旋转轴线804向外渐增地设置，使得DOCC802a-可被视为是从DOCC802a到的径向连续的DOCC。如下文详细描述，DOCC802a-可设置在刃部826a-826f上，使得任一组四个径向连续的DOCC802可受力平衡。这样的构造可使钻头801有增强的平衡性和稳定性。
例如，DOCC802a-可被分为以下几组四个径向连续的DOCC：(802a、802b、802c、802d)；(802b、802c、802d、802e)；(802c、802d、802e、802f)；(802d、802e、802f、802g)；(802e、802f、802g、802h)；(802f、802g、802h、802i)；(802g、802h、802i、802j)；(802h、802i、802j、802k)；和(802i、802j、802k、)。如图8A所示，四个径向连续的DOCC中的每个DOCC802在其各自的组中以大体对称方式与其它DOCC间隔开(例如相对于旋转轴线804彼此以接近75度与105度之间的角度间隔开)，使得特定组的四个DOCC802中的每个DOCC802相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。例如，DOCC802a、802b、802c、和802d被间隔开，使得与每个DOCC802a、802b、802c、和802d相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC802a-相关的、由钻头801承受的总体不平衡力可被减少或最小化。DOCC802a-在钻头801的表面上的布置使得每组四个径向连续的DOCC可根据下文参照图13描述的方法1300进行力平衡。
此外，DOCC802a-的轴向位置可构造为使得DOCC802a-中的每一个在基本上同一时间接触被钻井的地层。这样的调整可通过计算关于钻头801的临界切削深度控制曲线(CDCCC)来进行。CDCCC的计算在将下文中参照图14和图15详细描述。
在不背离本申请范围的前提下，可对图8A和8B做出多种改型、添加或省略。例如，设置在刃部826a-826f上的DOCC802a-的多种构造可导致每组四个径向连续的DOCC受力平衡。所描述的DOCC802a-在钻头801上的设置仅是DOCC802a-在包括六个刃部的钻头上布置成受力平衡的多组四个径向连续的DOCC的一个示例。
图9A示出了根据本申请的一些实施例的包括七个刃部(刃部926a-926g)的钻头901的表面，这些刃部具有设置在其上且受力平衡的十四个DOCC(DOCC902a-902n)。图9B示出了图9A的钻头901的钻头面轮廓线。钻头901还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
在图9A和9B示出的实施例中，DOCC902a-902n可从钻头901的旋转轴线904向外渐增地设置，使得DOCC902a-902n可被视为是从DOCC902a到DOCC902n的径向连续的DOCC。如下文详细描述，DOCC902a-902n可设置在刃部926a-926g上，使得任一组四个径向连续的DOCC902可受力平衡。这样的构造可使钻头901有增强的平衡性和稳定性。
例如，如图9A所示，多组四个径向连续的DOCC中的每个DOCC902在其各自的组中以大体对称方式与其它DOCC间隔开(例如相对于旋转轴线904彼此以接近75度与105度之间的角度间隔开)，使得特定组的四个DOCC902中的每个DOCC902相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。例如，DOCC902a、902b、902c、和902d被间隔开，使得与每个DOCC902a、902b、902c、和902d相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC902a-902n相关的、由钻头901承受的总体不平衡力可被减少或最小化。DOCC902a-902n在钻头901的表面上的布置使得每组四个径向连续的DOCC可根据下文参照图13描述的方法1300进行力平衡。
此外，DOCC902a-902n的轴向位置可构造为使得每个DOCC902a-902n在基本上同一时间接触被钻井的地层。这样的调整可通过计算关于钻头901的临界切削深度控制曲线(CDCCC)来进行。CDCCC的计算将在下文中参照图14和图15详细描述。
在不背离本申请范围的前提下，可对图9A和9B做出多种改型、添加或省略。例如，设置在刃部926a-926g上的DOCC902a-902n的多种构造可导致每组四个径向连续的DOCC受力平衡。所描述的DOCC902a-902n在钻头901上的设置仅是DOCC902a-902n在包括七个刃部的钻头上布置成受力平衡的多组四个径向连续的DOCC的一个示例。
图10示出了根据本申请的一些实施例的包括八个刃部(刃部1026a-1026h)的钻头1001的表面，这些刃部具有设置在其上且受力平衡的十六个DOCC(DOCC1002a-1002p)。钻头1001还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
在图10示出的实施例中，DOCC1002a-1002p可从钻头1001的旋转轴线1004向外渐增地设置，使得DOCC1002a-1002p可被视为是从DOCC1002a到DOCC1002p的径向连续的DOCC。如下文详细描述，DOCC1002a-1002p可设置在刃部1026a-1026h上，使得任一组四个径向连续的DOCC1002可受力平衡。这样的构造可使钻头1001有增强的平衡性和稳定性。
例如，如图10所示，多组四个径向连续的DOCC中的每个DOCC1002在其各自的组中以大体对称方式与其它DOCC间隔开(例如相对于旋转轴线1004彼此以接近75度与105度之间的角度间隔开)，使得特定组的四个DOCC1002中的每个DOCC1002相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。例如，DOCC1002a、1002b、1002c、和1002d被间隔开，使得与DOCC1002a、1002b、1002c、和1002d中的每一个相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC1002a-1002p相关的、由钻头1001承受的总体不平衡力可被减少或最小化。DOCC1002a-1002p在钻头1001的表面上的布置使得每组四个径向连续的DOCC可根据下文参照图13描述的方法1300进行力平衡。
此外，DOCC1002a-1002p的轴向位置可构造为使得DOCC1002a-1002p中的每一个在基本上同一时间接触被钻井的地层。这样的调整可通过计算关于钻头1001的临界切削深度控制曲线(CDCCC)来进行。CDCCC的计算将在下文中参照图14和图15详细描述。
在不背离本申请范围的前提下，可对图10做出多种改型、添加或省略。例如，设置在刃部1026a-1026h上的DOCC1002a-1002p的多种构造可导致每组四个径向连续的DOCC受力平衡。所描述的DOCC1002a-1002p在钻头1001上的设置仅是DOCC1002a-1002p在包括八个刃部的钻头上布置成受力平衡的多组四个径向连续的DOCC的一个示例。
图11示出了根据本申请的一些实施例的包括九个刃部(刃部1126a-1126i)的钻头1101的表面，这些刃部具有设置在其上且受力平衡的十八个DOCC(DOCC1102a-1102r)。钻头1101还可包括未特意示出的一个或多个切削元件。
在图11示出的实施例中，DOCC1102a-1102r可从钻头1101的旋转轴线1104向外渐增地设置，使得DOCC1102a-1102r可被视为是从DOCC1102a到DOCC1102r的径向连续的DOCC。如下文详细描述，DOCC1102a-1102r可设置在刃部1126a-1126i上，使得任一组四个径向连续的DOCC1102可受力平衡。这样的构造可使钻头1101有增强的平衡性和稳定性。
例如，如图11所示，多组四个径向连续的DOCC中的每个DOCC1102在其各自的组中以大体对称方式与其它DOCC间隔开(例如相对于旋转轴线1104彼此以接近75度与115度之间的角度间隔开)，使得特定组的四个径向连续的DOCC1102中的每个DOCC1102相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。例如，DOCC1102a、1102b、1102c、和1102d被间隔开，使得与DOCC1102a、1102b、1102c、和1102d中的每一个相关的不平衡力可至少部分地彼此抵消。因此，与DOCC1102a-1102r相关的、由钻头1101承受的总体不平衡力可被减少或最小化。DOCC1102a-1102r在钻头1101的表面上的布置使得每组四个径向连续的DOCC可根据下文参照图13描述的方法1300进行力平衡。
此外，DOCC1102a-1102r的轴向位置可构造为使得DOCC1102a-1102r中的每一个在基本上同一时间接触被钻井的地层。这样的调整可通过计算关于钻头1101的临界切削深度控制曲线(CDCCC)来进行。CDCCC的计算将在下文中参照图14和图15详细描述。
在不背离本申请范围的前提下，可对图11做出多种改型、添加或省略。例如，设置在刃部1126a-1126i上的DOCC1102a-1102r的多种构造可导致每组四个径向连续的DOCC受力平衡。所描述的DOCC1102a-1102r在钻头1101上的设置仅是DOCC1102a-1102r在包括九个刃部的钻头上布置成受力平衡的多组四个径向连续的DOCC的一个示例。
图12示出了在钻头上设置多个DOCC的示例性方法1200，使得与DOCC相关的、作用于钻头的不平衡力可被减少。方法1200可用于在钻头上设置DOCC，使得每组三个径向连续的DOCC可基本上受力平衡。为了示例性目的，该方法1200结合图7A和7B的钻头701进行描述；然而，方法1200可结合任何适当的钻头实施。
方法1200的多个步骤可由多个计算机程序、模型或其任何组合来实施，程序或模型构造为模拟和设计钻井系统、设备和装置。这些程序和模型可包括储存在计算机可读介质上的指令，且在执行时可操作为实施一个或多个下述步骤。计算机可读介质可包括构造为储存和检索程序或指令的任何系统、设备或装置，例如硬盘驱动器、光盘、闪存或任何其它适当装置。程序和模型可构造为指导处理器或其它适当单元以从计算机可读介质检索和执行指令。共同用于模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型可称为“钻井工程工具”或“工程工具”。
方法1200开始，在步骤1202处，工程工具可确定DOCC702a-702j所需的径向位置。如上所述，DOCC702a-702j可构造为使得每个DOCC的径向位置与其径向平面中的邻近DOCC的径向位置重叠小于100％。此外如上文参照图7A和7B所述，DOCC702a-702j可从钻头701的旋转轴线704向外渐增地设置，使得DOCC702a-702j可被视为是从DOCC702a到DOCC702j的径向连续的DOCC。
在步骤1204处，第一组三个径向连续的DOCC的可行布局可被确定。例如，刃部726a-726e之一可被选择为将DOCC702a放置在其上。该刃部可被选择为使得DOCC702a可放置在步骤1202中确定的DOCC702a的径向位置。在本实施例中，刃部726a可被选择为布置DOCC702a，然而任何其它适当刃部726也可被选择。当DOCC702a放置在刃部726a上时，将DOCC702b和702c中的每一个放置在刃部726b、726c、726d、和726e之一上存在十二个不同的可能性。然而，在十二个不同的可能性中，有六个可被选择为形成基本上受力平衡的组。DOCC702a设置在刃部726a上时的六个受力平衡的可能性列表如下：
1.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726b
  DOCC702c；刃部726d
2.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726c
  DOCC702c；刃部726d
3.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726c
  DOCC702c；刃部726e
4.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726d
  DOCC702c；刃部726b
5.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726d
  DOCC702c；刃部726c
6.DOCC702a；刃部726a
  DOCC702b；刃部726e
  DOCC702c；刃部726c
当DOCC702a设置在刃部726b-726e之一上时，可确定类似的多个可能性。
在步骤1206处，对于将DOCC702a-702c中的每一个均设置在刃部726a-726e之一上，可在不同的可行设置构造中选择一种。例如，一种构造可基于布置在钻头701的表面上的DOCC702a-702c的相对对称性进行选择，因为以大体对称的方式放置的DOCC702a-702c可基本上受力平衡。
在本示例中选择的是以上列出的构造“3”，即DOCC702a可设置在刃部726a上、DOCC702b可设置在刃部726c上、而DOCC702c可设置在刃部726e上的构造。在步骤1208处，工程工具可确定是否存在待设置在钻头701的刃部726上的额外DOCC。如果存在待放置的额外DOCC，则方法1200可转到步骤1210。例如，在确定DOCC702a、702b、和702c分别设置在刃部726a、726c和726e上之后，可确定DOCC702d是待设置在钻头701的刃部726上的额外DOCC。
在步骤1210处，可选择将径向平面中的下一个连续的DOCC设置在刃部726之一上。例如，DOCC702d可为DOCC702c之后的下一个径向连续的DOCC。DOCC702d的位置可被选择为使得DOCC702b、702c、和702d为基本上受力平衡的一组三个径向连续的DOCC。可不选择刃部726c和726e，因为它们分别包括DOCC702b和702c。刃部726a是可行的，但DOCC702a会阻碍DOCC702d布置在步骤1202中确定的所需的径向位置。这样留下了刃部726b和726d作为DOCC702d的可能位置。在本实施例中，DOCC702d布置在刃部726b上相比于DOCC702d布置在刃部726d上，可使得DOCC702b、702c、和702d在钻头701的表面上的布置更加对称。因此，DOCC702d可设置在刃部726b上以提供DOCC702b-702d的大体对称布置，这可减少和/或最小化与DOCC702b-702d相关的、作用于钻头701的不平衡力。
在步骤1210之后，方法1200可回到步骤1208以确定是否还存在待设置在钻头上的DOCC。如果没有待设置在钻头上的DOCC，方法1200可转到步骤1212。例如，步骤1208和1210可关于钻头701进行重复，直到确定DOCC702a-702j中的每一个均设置在刃部726a-726e之一上，随后方法1200可转到步骤1212。
在步骤1212处，可对钻头701确定CDCCC。CDCCC的计算将在下文参照图14和15详细描述。在步骤1214处，如果DOCC702a-702j在基本上同一时间接触地层，工程工具可基于CDCCC协助进行确定。如果一个或多个DOCC未在基本上同一时间接触地层，方法1200可转到步骤1216。
在步骤1216处，一个或多个DOCC的轴向位置可基于CDCCC进行调整。这样的基于CDCCC的调整将在下文参照图14和图15详细描述。此外在一些实施例中，DOCC702a-702j的轴向位置和表面可被调整为使得DOCC702a-702j根据所需切削深度提供大致恒定的切削深度控制，如2011年11月10日提交的、题为“钻井工具的恒定切削深度控制的系统和方法”(SYSTEM AND METHOD OF CONSTANT DEPTH OF CUT CONTROL OFDRILLING TOOLS)的PCT申请No.2011/060184中的详细描述，该申请作为援引合并于本文中。
在步骤1216之后，方法1200可回到步骤1212和1214。因此，工程工具可再次计算CDCCC，以确定DOCC是否会根据所需切削深度在基本上同一时间接触地层。如果CDCCC表示DOCC会根据所需切削深度在基本上同一时间接触地层，方法1200可结束。
因此，方法1200可用于减少与钻头的DOCC相关的不平衡力。方法1200可通过大致平衡多组三个径向连续的DOCC、调整DOCC的轴向位置或其任意组合而用于减少不平衡力。
在不背离本申请的范围的前提下，可对方法1200做出多种改型、添加和省略。例如，虽然方法1200是参照图7A和7B的钻头701描述的，但该方法1200可用于对任何适当钻头的多组三个径向连续的DOCC进行力平衡。此外，在一些实施例中，步骤1212到步骤1216可省略。
图13示出了在钻头上设置DOCC的示例性方法1300，使得与作用于钻头的DOCC相关的不平衡力可被减少。方法1300可用于在钻头上设置DOCC，使得每组四个径向连续的DOCC可基本上受力平衡。方法1300的多个步骤可由结合方法1200描述的“钻井工程工具”或“工程工具”来实施。为了示例性目的，方法1300参照图8A和8B的钻头801进行描述；然而，方法1300可结合任何适当钻头进行实施。
方法1300开始，在步骤1302处，工程工具可确定DOCC802a-的所需径向位置。如上所述，DOCC802a-可构造为使得每个DOCC的径向位置与其在径向平面中邻近的DOCC的径向位置的重叠小于100％。此外参照图8A和8B，DOCC802a-可从钻头801的旋转轴线804向外渐增地设置，使得DOCC802a-可被视为是从DOCC802a到的径向连续的DOCC。
在步骤1304处，第一组四个径向连续的DOCC的可行布局可被确定。例如，刃部826a-826f之一可被选择为将DOCC802a放置在其上。该刃部可被选择为使得DOCC802a可放置在步骤1302中确定的DOCC802a的径向位置。在本实施例中，刃部826a可被选择为用于布置DOCC802a，然而任何其它适当刃部826也可被选择。当DOCC802a放置在刃部826a上时，对于将DOCC802b、802c、和802d中的每一个均放置在刃部826b、826c、826d、826e、和826f之一上，存在多种不同的可能性，这与上述DOCC702b和702c布置在刃部726b、726c、726d、和726e之一上的不同可能性相似。
在步骤1306处，对于将DOCC802a-802d中的每一个设置在刃部826a-826f之一上，可在不同的可行设置构造中选择一种。例如，一种构造可基于布置在钻头801的表面上的DOCC802a-802d的相对对称性进行选择，因为以大体对称的方式放置的DOCC802a-802d可基本上受力平衡。在本示例中，DOCC802a可设置在刃部826a上、DOCC802b可设置在刃部826d上、DOCC802c可设置刃部826c上，而DOCC802d可设置在刃部826f上。在步骤1308处，可确定是否存在待设置在钻头801的刃部826上的额外DOCC。如果存在待放置的额外DOCC，方法1300可转到步骤1310。例如，在确定DOCC802a、802b、802c和802d分别设置在刃部826a、826d、826c、和826f上之后，可确定DOCC802e是待设置在钻头801的刃部上的额外DOCC。
在步骤1310处，可选择将径向平面中的下一个连续的DOCC设置在刃部826之一上。例如，DOCC802e可为DOCC802d之后的下一个径向连续的DOCC。DOCC802e的位置可被选择为使得DOCC802b、802c、802d和802e在钻头801的表面上以大致对称的方式间隔开，从而DOCC802b-802e可以是基本上受力平衡的四个径向连续的DOCC。可不选择刃部826d、826c和826f，因为它们分别包括DOCC802b、802c和802d。刃部826a是可行的，但DOCC802a会阻碍DOCC802e布置在步骤1302中确定的所需径向位置。这样留下了刃部826b和826e作为DOCC802e的可能位置。在本实施例中，DOCC802e布置在刃部826b上相比于DOCC802e布置在刃部826e上，可使得DOCC802b-802e在钻头801的表面上的布置更加对称。因此，DOCC802e可设置在刃部826b上，以提供DOCC802b-802e的大体对称布置，这可减少和/或最小化与DOCC802b-802e相关的、作用于钻头801的不平衡力。如果没有待设置在钻头上的DOCC，方法1300可转到步骤1312。例如，步骤1308和1310可结合钻头801进行重复，直到确定DOCC802a-中的每一个均设置在刃部826a-826f之一上，随后方法1300可转到步骤1312。
在步骤1312处，可对钻头801确定CDCCC。CDCCC的计算将在下文参照图14和图15详细描述。在步骤1314处，工程工具可基于CDCCC协助确定DOCC802a-是否在基本上同一时间接触地层。如果一个或多个DOCC未在基本上同一时间接触地层，则方法1300可转到步骤1316。
在步骤1316处，一个或多个DOCC的轴向位置可基于CDCCC进行调整。这样的基于CDCCC的调整将在下文参照图14和图15详细描述。此外在一些实施例中，DOCC802a-的轴向位置和表面可被调整为使得DOCC802a-根据所需切削深度提供大致恒定的切削深度控制，如2011年11月10日提交的、题为“钻井工具的恒定切削深度控制的系统和方法”(SYSTEM AND METHOD OF CONSTANT DEPTH OF CUT CONTROL OFDRILLING TOOLS)的PCT申请No.2011/060184中的详细描述，该申请作为援引合并于本文中。
在步骤1316之后，方法1300可回到步骤1312和1314。因此，工程工具可再次计算CDCCC，以确定DOCC是否会根据所需切削深度在基本上同一时间接触地层。如果CDCCC表示DOCC会根据所需切削深度在基本上同一时间接触地层，则方法1300可结束。
因此，方法1300可用于减少与钻头的DOCC相关的不平衡力。方法1300可通过大致平衡多组四个径向连续的DOCC、调整DOCC的轴向位置或其任意组合而减少不平衡力。
在不背离本申请的范围的前提下，可对方法1300做出多种改型、添加和省略。例如，虽然方法1300是结合图8A和8B的钻头801进行描述，但方法1300可用于使任何适当钻头(例如钻头901、1001和1101)的多组四个径向连续的DOCC受力平衡。此外，在一些实施例中，步骤1312到步骤1316可省略。
如上所述，临界切削深度控制曲线可被确定为，使得DOCC的轴向位置可被调整为改进钻头的平衡。图14A示出了根据本申请的一些实施例的钻头1401的表面，由此可确定临界切削深度控制曲线(CDCCC)。图14B示出了图14A的钻头1401的钻头面轮廓线。
钻头1401可包括多个刃部1426，这些刃部可包括切削元件1428和1429。此外，刃部1426b、1426d和1426f可分别包括DOCC1402b、DOCC1402d和DOCC1402f，这些DOCC可构造为控制钻头1401的切削深度。钻头1401的临界切削深度可被确定用于沿钻头1401的径向位置。例如，钻头1401可包括径向坐标RF，该径向坐标在控制点P1402b处与DOCC1402b交叉、在控制点P1402d处与DOCC1402d交叉、且在控制点P1402f处与DOCC1402f交叉。此外，径向坐标RF可在切削元件1428a、1428b、1428c、和1429f各自的切削边缘各自的切片点(cutlet point)与切削元件1428a、1428b、1428c、和1429f交叉。
控制点P1402b、P1402d和P1402f的角坐标(分别为θP1402b、θP1402d和θP1402f)可与切片点1430a、1430b、1430c和1430f的角坐标(分别为θ1430a，θ1430b，θ1430c和θ1430f)一同确定。可确定由与每个切片点1430a、1430b、1430c和1430f相关的每个控制点P1402b、P1402d和P1402f提供的切削深度控制。每个控制点P1402b、P1402d和P1402f提供的切削深度控制可基于与每个切片点1430相关的每个点P1402i的遮盖度(underexposure，在图14B中描绘为δ1407i)和与切片点1430相关的点P1402i的角坐标。
例如，如图14A中描绘的，对于在切片点1430b处由DOCC1402b的点P1402b控制的切削元件1428b的切削深度(Δ1430b)，可通过点P1402b和切片点1430b的角坐标(分别为θP1402b和θ1430b)进行确定。此外，如图14B中描绘的，Δ1430b可基于点P1402b的轴向坐标(ZP1402b)相对于交叉点1430b的轴向坐标(Z1430b)的轴向遮盖度(δ1407b)。在一些实施例中，Δ1430b可通过以下等式确定：
Δ1430b＝δ1407b*360/(360–(θP1402b-θ1430b))；以及
δ1407b＝Z1430b-ZP1402b。
在以上第一个等式中，θP1402b和θ1430b可表达度数，而“360”可表现围绕钻头1401的表面的完整旋转。因此，在θP1402b和θ1430b以弧度表达的示例中，以上第一个等式中的数值“360”可修改为“2π”。而且在以上等式中，“(θP1402b-θ1430b)”(Δθ)的合角可始终被限定为正值。因此，如果合角Δθ是负值，则可通过对Δθ增加360度(或2π弧度)而使Δθ成为正值。类似的等式可用于确定分别由控制点P1402b在切片点1430a、1430c和1430f处控制的切削元件1428a、1428c、和1429f的切削深度(分别为Δ1430a、Δ1430c和Δ1430f)。
由点P1402b提供的临界切削深度(ΔP1402b)可以是Δ1430a、Δ1430b、Δ1430c和Δ1430f的最大值，且可由以下等式表达：
ΔP1402b＝max[Δ1430a，Δ1430b，Δ1430c，Δ1430f]。
可类似地确定由点P1402d和P1402f在径向坐标RF处提供的临界切削深度(分别为ΔP1402d和ΔP1402f)。钻头1401在径向坐标RF处的总体临界切削深度(ΔRF)可基于最小值ΔP1402b、ΔP1402d和ΔP1402f，且可由以下等式表达：
ΔRF＝min[ΔP1402b，ΔP1402d，ΔP1402f]。
因此，可基于DOCC1402和切削元件1428/1429与RF交叉处的点来确定钻头1401在径向坐标RF处的总体临界切削深度(ΔRF)。虽然本文未特意示出，但应理解，钻头1401在径向坐标RF处的总体临界切削深度(ΔRF)还会被多个控制点P1426i(图14A和图14B中未特意示出)影响，所述控制点P1426i可与构造为控制钻头1401在径向坐标RF处的切削深度的刃部1426相关。在这样的示例中，可确定由每个控制点P1426i提供的临界切削深度(ΔP1426i)。在确定在RF处的最小临界切削深度时，每个控制点P1426i的每个临界切削深度ΔP1426i可包括临界切削深度ΔP1402i，从而计算径向位置RF处的总体临界切削深度ΔRF。
为了确定钻头1401的临界切削深度控制曲线，可在从钻头1401的中心到钻头1401的边缘各处的一系列径向位置Rf(ΔRf)处确定总体临界切削深度，从而产生将临界切削深度表示为钻头1401的半径的函数形式的曲线。在示出的实施例中，针对被限定为位于第一径向坐标RA与第二径向坐标RB之间的径向割幅(radial swath，径向幅区)1408，DOCC1402b、1402d、和1402f可构造为控制钻头1401的切削深度。因此，如上文公开的，针对位于径向割幅1408内且位于RA与RB之间的一系列径向坐标Rf，可确定总体临界切削深度。一旦确定足够数目的径向坐标Rf的总体临界切削深度，总体临界切削深度可由图像表现为径向坐标Rf的函数。图14C和14D示出了根据本申请的一些实施例的临界切削深度控制曲线，其中临界切削深度被描绘为钻头半径的函数。
临界切削深度控制曲线可用于由确定DOCC和/或钻头的刃部提供的最小临界切削深度控制。此外，如上所述，CDCCC可用于确定DOCC是否在基本上同一时间在所需的切削深度接触地层。例如，图14C和图14D均示出了钻头1401在径向坐标RA与RB之间的临界切削深度控制曲线。图14C和14D中的z轴可表示沿钻头1401的旋转轴线的每转的临界切削深度(in/rev)，径向(R)轴可表示钻头1401的旋转轴线的径向距离。
图14C示出了临界切削深度控制曲线，其中钻头1401的一个或多个DOCC1402的轴向位置尚未使用CDCCC来进行构造。如图14C所示，DOCC1402提供的最小临界切削深度会不同或不均匀。因此，DOCC1402不会在基本上同一时间接触地层。此外在示出的实施例中，每个DOCC1402的所需最小临界切削深度可为0.3英寸/转(in/rev)。然而，图14C表示的三个DOCC1402中仅有一个可大致接近于提供0.3in/rev的最小临界切削深度。因此，图14C的临界切削深度控制曲线表示可对DOCC1402做出改变，使得每个DOCC1402提供的最小临界切削深度可大致相等，且使得DOCC1402可在基本上同一时间接触地层。
例如图14A中所示，相对于DOCC1402b和1402d，DOCC1402f的径向位置可最接近钻头1401的旋转轴线；相对于DOCC1402b和DOCC1402f，DOCC1402d的径向位置可最远离钻头1401的旋转轴线；以及DOCC1402b的径向位置可在DOCC1402f与1402d径向位置之间。因此在图14C中，CDCCC的、最接近Z轴的隆起部上的最低点可表示DOCC1402f提供的最小切削深度控制，CDCCC的中间隆起部上的最低点表示DOCC1402b提供的最小临界切削深度，CDCCC的、最远离Z轴的隆起部上的最低点可表示DOCC1402d提供的最小切削深度控制。
如上所述，在当前实施例中，由每个DOCC1402提供的所需最小切削深度控制可为0.3in/rev。因此基于图14C的CDCCC，DOCC1402b和1402d的轴向位置可被调整为，使得DOCC1402b和1402d可提供0.3in/rev的所需最小临界切削深度。在调整DOCC1402b和1402d的轴向位置后，可再次计算CDCCC，以确定DOCC1402b和1402d的最小临界切削深度是否大致等于0.3in/rev的所需最小临界切削深度。该过程可根据需要重复多次，以获得所需结果。图14D示出了CDCCC，其中钻头1401的DOCC1402b、1402d和1402f已经被相应地调整，使得每个DOCC1402b、1402d、和1402f的最小临界切削深度大致等于本特定实施例中0.3in/rev的所需最小临界切削深度。
图14D示出：通过分析CDCCC和调整一个或多个DOCC1402的轴向位置，由每个DOCC1402提供的最小临界切削深度可大致相等。此外，这样的调整可使得每个DOCC1402大致提供所需最小临界切削深度。而且，这样的调整可使得DOCC1402能够在基本上同一时间接触地层，从而减少不平衡力和振动。
在不背离本申请的范围的前提下，可对图14A至图14D做出多种改型、添加或省略。例如上文所述，多个刃部1426、多个DOCC1402或其任意组合可影响一个或多个径向坐标处的临界切削深度，且CDCCC可被相应地确定。而且，以上对于计算CDCCC的描述可用于确定任何适当钻头的CDCCC，例如上文详述的钻头401、501、601、701、801、901、1001、和1101。
图15示出了根据本申请的一些实施例的、确定和产生CDCCC的示例性方法1500。方法1500的多个步骤可由上文结合方法1200和1300详述的“钻井工程工具”或“工程工具”实施。
在示出的实施例中，钻头切削结构(至少包括所有切削元件和DOCC的位置和定向)可已经被预先设计。然而在其它实施例中，方法1500可包括设计钻头的切削结构的多个步骤。为了示例性目的，方法1500结合图14A至图14D的钻头1401进行描述；然而，方法1500可用于确定任何适当钻头的CDCCC。
方法1500开始，在步骤1502处，工程工具可选择钻头1401的径向割幅，从而分析处于所选择的径向割幅中的临界切削深度。在一些实例中，选择的径向割幅可包括钻头1401的整个表面，而在其它实施例中，选择的径向割幅可为钻头1401的一部分表面。例如，如图14A至图14D所示，工程工具可选择如径向坐标RA与RB之间限定的、由DOCC1402b、1402d和1402控制的径向割幅1408。
在步骤1504处，工程工具可将选择的径向割幅(例如径向割幅1408)分为数个(Nb个)径向坐标(Rf)，例如图14A和图14B中描述的径向坐标RF。例如，径向割幅1408可被分为9个径向坐标，使得径向割幅1408的Nb可等于9。对于径向割幅内的每个径向坐标，变量“f”可表示数量从1到Nb。例如，“R1”可表示径向割幅的内边缘的径向坐标。因此，对于径向割幅1408，“R1”可近似等于RA。作为另一个示例，“RNb”可表示径向割幅的外侧边缘的径向坐标。因此对于径向割幅1408，“RNb”可近似等于RB。
在步骤1506处，工程工具可选择径向坐标Rf，且可辨识位于所选择的径向坐标Rf处、且与DOCC和/或刃部相关的多个控制点(Pi)。例如，如上文参照图14A和图14B所述，工程工具可选择径向坐标RF，且可辨识与DOCC1402和/或刃部1426相关的、且位于径向坐标RF处的控制点P1402i和P1426i。
在步骤1508处，对于步骤1506中选择的径向坐标Rf，工程工具可辨识多个切片点(Cj)，每个切片点均位于选择的径向坐标Rf处且与切削元件的切削边缘相关。例如，如上文参照图14A和图14B所述，工程工具可辨识位于径向坐标RF处、且分别与切削元件1428a、1428b、1428c、和1429f，的切削边缘相关的切片点1430a、1430b、1430c和1430f。
在步骤1510处，如上文参照图14A和14B所述，工程工具可选择控制点Pi，且可计算由选择的控制点Pi控制的每个切片Cj的切削深度(ΔCj)。例如，通过以下等式，工程工具可确定由控制点P1402b控制的切片1430a、1430b、1430c、和1430f的切削深度(分别为Δ1430a、Δ1430b、Δ1430c、和Δ1430f)：
Δ1430a＝δ1407a*360/(360–(θP1402b-θ1430a))；
δ1407a＝Z1430a-ZP1402b；
Δ1430b＝δ1407b*360/(360–(θP1402b-θ1430b))；
δ1407b＝Z1430b-ZP1402b；
Δ1430c＝δ1407c*360/(360–(θP1402b-θ1430c))；
δ1407c＝Z1430c-ZP1402b；
Δ1430f＝δ1407f*360/(360–(θP1402b-θ1430f))；以及
δ1407f＝Z1430f-ZP1402b。
在步骤1512处，工程工具可通过确定由所选择的控制点Pi控制且在步骤1510计算的切片Cj的切削深度(ΔCj)的最大值，来计算由所选择的控制点提供的临界切削深度(ΔPi)。该确定可由以下等式表达：
ΔPi＝max{ΔCj}。
例如，可在步骤1510中选择控制点P1402b，还可在步骤1510中确定由控制点P1402b控制的切片1430a、1430b、1430c、和1430f的切削深度(分别为Δ1430a、Δ1430b、Δ1430c、和Δ1430f)。因此在步骤1512处，通过以下等式可计算由控制点P1402b提供的临界切削深度(ΔP1402b)：
ΔP1402b＝max[Δ1430a，Δ1430b，Δ1430c，Δ1430f]。
工程工具可对步骤1506中辨识的所有控制点Pi重复步骤1510和1512，以确定由位于径向坐标Rf处的所有控制点Pi提供的临界切削深度。例如，如图14A和图14B中所示，工程工具可相对于控制点P1402d和P1402f执行步骤1510和1512，从而确定控制点P1402d和P1402f相对于切片1430a、1430b、1430c、和1430f在径向坐标RF处提供的临界切削深度(例如分别为ΔP1402d和ΔP1402f)。
在步骤1514处，工程工具可计算在步骤1506中选择的径向坐标Rf处的总体临界切削深度(ΔRf)。工程工具可通过确定在步骤1510和1512中确定的控制点Pi的临界切削深度(ΔPi)的最小值，来计算在所选择的径向坐标Rf处的总体临界切削深度(ΔRf)。该确定可由以下等式表达：
ΔRf＝min{ΔPi}。
例如，工程工具可通过以下等式来确定在图14A和图14B的径向坐标RF处的总体临界切削深度：
ΔRF＝min[ΔP1402b，ΔP1402d，ΔP1402f]。
工程工具可重复步骤1506到1514，以确定在步骤1504中产生的所有径向坐标Rf处的总体临界切削深度。
在步骤1516中，工程工具可标绘对于每个径向坐标Rf的总体临界切削深度(ΔRf)，其作为每个径向坐标Rf的函数。因此，可针对与径向坐标Rf相关的径向割幅计算和标绘临界切削深度控制曲线。例如，如图14C和图14D描绘，工程工具可针对位于径向割幅1408内的每个径向坐标Rf标绘总体临界切削深度，从而可确定和标绘割幅1408的临界切削深度控制曲线。在步骤1516之后，方法1500可结束。
因此，方法1500可用于计算和标绘钻头的临界切削深度控制曲线。临界切削深度控制曲线可用于确定钻头是否对钻头的切削深度提供大致均匀的控制以及DOCC是否可在基本上同一时间接触被钻井的地层。因此，临界切削深度控制曲线可用于修改钻头的、构造为控制钻头的切削深度的DOCC，从而改进DOCC的效率和平衡。
在不背离本申请的范围的前提下，可对方法1500做出多种改型、添加和省略。例如，多个步骤的顺序能够以与所描述的不同的方式执行，且一些步骤可同时执行。此外，在不背离本申请的范围的前提下，每个独立步骤可包括多个附加步骤。而且，虽然方法1500是结合钻头1401进行描述，但方法1500可用于计算任何适当钻头的CDCCC，包括上述钻头401、501、601、701、801、901、1001、和1101。
虽然本申请结合数个实施例进行描述，但本领域技术人员可获得多种变化和改型的启示。例如，虽然本申请结合具有特定刃部构造的钻头来描述DOCC的构造，但相同的原理可用于减少根据本申请的任何适当钻井工具的不平衡力。本申请将包含落入所附权利要求范围内的多种变化和改型。

Claims (25)

1.一种构造钻头的方法，包括：
确定钻头的刃部的数量；
如果所述钻头的刃部的数量等于五，则将多个切削深度控制器(DOCC)中的每一个均设置在所述钻头的刃部中的一个上，使得所述多个DOCC的每组三个径向连续的DOCC均基本上受力平衡；以及
如果所述钻头的刃部的数量大于五，则将多个DOCC中的每一个均设置在所述钻头的刃部中的一个上，使得所述多个DOCC的每组四个径向连续的DOCC均基本上受力平衡。
2.如权利要求1所述的方法，还包括调整所述多个DOCC中的至少一个DOCC的轴向位置，使得所述多个DOCC在基本上同一时间接触待钻井的地层。
3.如权利要求2所述的方法，还包括以临界切削深度控制曲线为基础来调整所述至少一个DOCC的轴向位置。
4.如权利要求1所述的方法，还包括：
对所述多个DOCC中的每一个确定所需径向位置；以及
以所述DOCC各自的所需径向位置为基础，将所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上。
5.如权利要求4所述的方法，还包括对所述多个DOCC中的每一个确定所需径向位置，使得在径向平面中，所述多个DOCC中的每一个的所需径向位置与其相应的邻近DOCC的所需径向位置至少部分地重叠。
6.如权利要求1所述的方法，还包括将所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得在所述钻头的表面上，每组三个径向连续的DOCC中的每一个DOCC均与相应组的其它DOCC大体对称地间隔开。
7.如权利要求1所述的方法，还包括将所述多个DOCC中的每一个设置在所述刃部中的一个上，使得在所述钻头的表面上，每组四个径向连续的DOCC中的每个DOCC均与相应组的其它DOCC大体对称地间隔开。
8.如权利要求1所述的方法，还包括将所述多个DOCC中的每一个设置在所述刃部中的一个上，使得每组三个径向连续的DOCC的每个DOCC均与相应组的其它DOCC关于所述钻头的旋转轴线间隔开接近100度与140度之间的间隔。
9.如权利要求1所述的方法，还包括将所述多个DOCC中的每一个设置在所述刃部中的一个上，使得每组四个径向连续的DOCC的每个DOCC均与相应组的其它DOCC关于所述钻头的旋转轴线间隔开接近75度与105度之间的间隔。
10.如权利要求1所述的方法，其中，如果所述钻头的刃部的数量为五个，则所述方法还包括：
将第一组三个径向连续的DOCC的每个DOCC设置在所述刃部中的一个上，使得所述第一组基本上受力平衡，所述第一组三个径向连续的DOCC包括第一DOCC、在径向平面中邻近所述第一DOCC的第二DOCC、和在所述径向平面中邻近所述第二DOCC的第三DOCC；以及
将第四DOCC设置在所述刃部中的一个上，使得第二组三个径向连续的DOCC基本上受力平衡，所述第四DOCC在所述径向平面中邻近所述第三DOCC，所述第二组三个径向连续的DOCC包括所述第二DOCC、所述第三DOCC、和所述第四DOCC。
11.如权利要求1所述的方法，其中，如果所述钻头的刃部的数量大于五个，所述方法还包括：
将第一组四个径向连续的DOCC的每个DOCC设置在所述刃部中的一个上，使得所述第一组基本上受力平衡，所述第一组四个径向连续的DOCC包括第一DOCC、在径向平面中邻近所述第一DOCC的第二DOCC、在所述径向平面中邻近所述第二DOCC的第三DOCC、和在所述径向平面中邻近所述第三DOCC的第四DOCC；以及
将第五DOCC设置在所述刃部中的一个上，使得第二组四个径向连续的DOCC基本上受力平衡，所述第五DOCC在所述径向平面中邻近所述第四DOCC，且所述第二组四个径向连续的DOCC包括所述第二DOCC、所述第三DOCC、所述第四DOCC、和所述第五DOCC。
12.一种钻头，包括：
钻头体，包括穿过其中延伸的旋转轴线；
五个刃部，设置在所述钻头体上，形成钻头面；
多个切削元件，每一个切削元件均设置在所述刃部中的一个上；以及
多个切削深度控制器(DOCC)，构造为控制所述切削元件中的至少一个的切削深度，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得所述多个DOCC的每组三个径向连续的DOCC均基本上受力平衡。
13.如权利要求12所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每个DOCC均具有轴向位置，使得所述多个DOCC在基本上同一时间接触待钻井的地层。
14.如权利要求13所述的钻头，其中，所述多个DOCC的轴向位置以临界切削深度控制曲线为基础。
15.如权利要求12所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每个DOCC均具有所需径向位置，且所述多个DOCC中的每一个均以相应的DOCC的所需径向位置为基础而设置在所述刃部中的一个上。
16.如权利要求15所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每一个的所需径向位置使得在径向平面中，所述多个DOCC中的每一个的所需径向位置均与其相应的邻近DOCC的所需径向位置至少部分地重叠。
17.如权利要求12所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得在所述钻头的表面上，每组三个径向连续的DOCC的每个DOCC均与相应组的其它DOCC大体对称地间隔开。
18.如权利要求12所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得每组三个径向连续的DOCC的每个DOCC均与相应组的其它DOCC关于所述钻头的旋转轴线间隔开接近100度与140度之间的间隔。
19.一种钻头，包括：
钻头体，包括穿过其延伸的旋转轴线；
多于五个的刃部，设置在所述钻头体上，以形成钻头面；
多个切削元件，每一个切削元件均设置在所述刃部中的一个上；以及
多个切削深度控制器(DOCC)，构造为控制所述切削元件中的至少一个的切削深度，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得所述多个DOCC的每组四个径向连续的DOCC基本上受力平衡。
20.如权利要求19所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每个DOCC均具有轴向位置，使得所述多个DOCC在基本上同一时间接触待钻井的地层。
21.如权利要求20所述的钻头，其中，所述多个DOCC的轴向位置以临界切削深度控制曲线为基础。
22.如权利要求19所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每个DOCC均具有所需径向位置，而且所述多个DOCC中的每一个均以相应的DOCC的所需径向位置为基础而设置在所述刃部中的一个上。
23.如权利要求22所述的钻头，所述多个DOCC中的每一个的所需径向位置使得在径向平面中，所述多个DOCC中的每一个的所需径向位置均与其相应的邻近DOCC的所需径向位置至少部分地重叠。
24.如权利要求19所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得在所述钻头的表面上，每组四个径向连续的DOCC中的每个DOCC均与相应组的其它DOCC大体对称地间隔开。
25.如权利要求19所述的钻头，其中，所述多个DOCC中的每一个均设置在所述刃部中的一个上，使得每组四个径向连续的DOCC的每个DOCC均与相应组的其它DOCC关于所述钻头的旋转轴线间隔开接近75度与105度之间的间隔。
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