CN105723045B - 包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具 - Google Patents

包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具 Download PDF

Info

Publication number
CN105723045B
CN105723045B CN201380080826.7A CN201380080826A CN105723045B CN 105723045 B CN105723045 B CN 105723045B CN 201380080826 A CN201380080826 A CN 201380080826A CN 105723045 B CN105723045 B CN 105723045B
Authority
CN
China
Prior art keywords
cutting element
group
blade
cutting
well tool
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201380080826.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105723045A (zh
Inventor
S·陈
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
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 Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN105723045A publication Critical patent/CN105723045A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105723045B publication Critical patent/CN105723045B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
    • E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/10—Geometric CAD
    • G06F30/17—Mechanical parametric or variational design

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

本发明公开了一种经设计以用于钻制井筒的井下钻井工具。所述钻井工具包括钻头主体，以及所述钻头主体的外部部分上的第一多个叶片和第二多个叶片。第一组轨道集合切割元件在所述第一多个叶片的外部部分上，且第二组轨道集合切割元件在所述第二多个叶片上。所述第一和第二多个叶片以及所述第一组和第二组轨道集合切割元件彼此协作以形成复合钻头面型面，使得所述复合钻头面型面上的每一相应组至少三个相邻切割元件相对于彼此力平衡。

Description

包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具
技术领域
本公开涉及井下钻井工具，且更特定来说涉及包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具。
发明背景
可使用各种类型的井下钻井工具，包括(但不限于)旋转钻头、扩孔器、岩心钻头、稳定器和其它井下工具，在相关联井下地层中形成井筒。旋转钻头的实施例包括(但不限于)用以形成延伸穿过一个或多个井下地层的井筒的固定切割器钻头、刮刀钻头、多晶金刚石复合片(PDC)钻头、矩阵钻头、牙轮钻头、旋转锥体钻头和岩石钻头。与这些钻头相关联的切割动作一般需要与进入井下地层的邻近部分中的切割元件相关联的钻压(WOB)和旋转。
旋转钻头可以形成为具有从钻头主体延伸的若干叶片，其中叶片的外部部分上安置有切割元件。已使用各种技术和程序来选择用于在井下钻井工具上安装切割元件的位置。这些现有技术假定所有切割元件与大体上均匀的井下地层接合。然而，在典型钻井应用中，地层可大体上具有在地层的上部部分(例如，较浅的钻井深度)中的相对低的压缩强度以及在地层的下部部分(例如，较深的钻井深度)中的相对高的压缩强度。
附图说明
通过参考以下结合附图做出的描述可以获得各种实施方案及其优点的更完整且详尽的理解，在附图中相同参考标号指示相同特征，且其中：
图1说明根据本公开的一些实施方案的钻井系统的实施例实施方案的立面图；
图2A说明根据本公开的一些实施方案的以经常用以建模或设计钻头的方式向上定向的旋转钻头的等距视图；
图2B说明根据本公开的一些实施方案的示出图2A的旋转钻头钻制井筒穿过第一井下地层且进入邻近的第二井下地层的截面和立面示意图，其中若干部分被分解开；
图3A说明根据本公开的一些实施方案的用于井下钻井工具的钻头面的示意图，所述井下钻井工具包括用于多级力平衡所述井下钻井工具的两切割元件组；
图3B说明根据本公开的一些实施方案的图3A的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图3C说明根据本公开的一些实施方案的用于井下钻井工具的钻头面的示意图，所述井下钻井工具包括用于多级力平衡所述井下钻井工具的三切割元件组；
图3D说明根据本公开的一些实施方案的图3C的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图3E说明根据本公开的一些实施方案的用于井下钻井工具的钻头面的示意图，所述井下钻井工具包括用于多级力平衡所述井下钻井工具的四切割元件组；
图3F说明根据本公开的一些实施方案的图3E的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图3G说明根据本公开的一些实施方案的用于井下钻井工具的钻头面的示意图，所述井下钻井工具包括用于多级力平衡所述井下钻井工具的五切割元件组；
图3H说明根据本公开的一些实施方案的图3G的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图4A和4B说明根据本公开的一些实施方案的示出匹配主叶片、切割元件组、叶片组以及切割元件集合以用于井下钻井工具的多级力平衡的实施例的表；
图5说明根据本公开的一些实施方案的示出在多级力平衡井下钻井工具的设计期间主叶片、切割元件组、叶片组以及切割元件集合的优选匹配的实施例的表；
图6说明根据本公开的一些实施方案的用于具有五个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以基于用于多级力平衡所述井下钻井工具的叶片组和切割元件集合而安装切割元件的示范性位置；
图7A和7B说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以基于用于多级力平衡所述井下钻井工具的叶片组和切割元件集合而安装切割元件的示范性位置；
图8A说明根据本公开的一些实施方案的用于具有五个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的单集合和轨道集合配置的组合而安装切割元件的示范性位置；
图8B说明根据本公开的一些实施方案的图8A的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图8C说明根据本公开的一些实施方案的用于具有六个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的单集合和轨道集合配置的组合而安装切割元件的示范性位置；
图8D说明根据本公开的一些实施方案的图8C的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图8E说明根据本公开的一些实施方案的用于具有七个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的单集合和轨道集合配置的组合而安装切割元件的示范性位置；
图8F说明根据本公开的一些实施方案的图8E的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图8G说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的单集合和轨道集合配置的组合而安装切割元件的示范性位置；
图8H说明根据本公开的一些实施方案的图8G的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图8I说明根据本公开的一些实施方案的用于具有九个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的单集合和轨道集合配置的组合而安装切割元件的示范性位置；
图8J说明根据本公开的一些实施方案的图8I的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图9A说明根据本公开的一些实施方案的用于具有五个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的轨道集合配置而安装切割元件的示范性位置；
图9B说明根据本公开的一些实施方案的图9A的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图9C说明根据本公开的一些实施方案的用于具有六个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的轨道集合配置而安装切割元件的示范性位置；
图9D说明根据本公开的一些实施方案的图9C的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图9E说明根据本公开的一些实施方案的用于具有七个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的轨道集合配置而安装切割元件的示范性位置；
图9F说明根据本公开的一些实施方案的图9E的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图9G说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的轨道集合配置而安装切割元件的示范性位置；
图9H说明根据本公开的一些实施方案的图9G的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图9I说明根据本公开的一些实施方案的用于具有九个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以按用于多级力平衡所述井下钻井工具的轨道集合配置而安装切割元件的示范性位置；
图9J说明根据本公开的一些实施方案的图9I的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图10A说明根据本公开的一些实施方案的用于具有五个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以安装用于多级力平衡所述井下钻井工具的切割元件的多个层的示范性位置；
图10B说明根据本公开的一些实施方案的包括下方暴露的基本型面的图10A的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图10C说明根据本公开的一些实施方案的用于具有六个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以安装用于多级力平衡所述井下钻井工具的切割元件的多个层的示范性位置；
图10D说明根据本公开的一些实施方案的包括下方暴露的基本型面的图10C的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图10E说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的实施例井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以安装用于多级力平衡所述井下钻井工具的切割元件的多个层的示范性位置；
图10F说明根据本公开的一些实施方案的包括下方暴露的基本型面的图10E的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图10G说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的另一实施例井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以安装用于多级力平衡所述井下钻井工具的切割元件的多个层的示范性位置；
图10H说明根据本公开的一些实施方案的包括下方暴露的基本型面的图10G的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图10I说明根据本公开的一些实施方案的用于具有九个叶片的井下钻井工具的钻头面的示意图，包括用以安装用于多级力平衡所述井下钻井工具的切割元件的多个层的示范性位置；
图10J说明根据本公开的一些实施方案的包括下方暴露的基本型面的图10I的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图11A说明根据本公开的一些实施方案的包括具有下方暴露的切割元件的多个层的井下钻井工具的钻头面型面的示意图；
图11B说明根据本公开的一些实施方案的显示使用包括下方暴露的切割元件的力平衡井下钻井工具钻制井筒的模拟的结果的透视图的图形用户界面；
图12A和12B说明根据本公开的一些实施方案的用于在井下钻井工具的外部部分上安装切割元件且多级力平衡所述井下钻井工具的实施例方法的流程图；以及
图13说明根据本公开的一些实施方案的用于设计井下钻井工具的实施例方法的流程图。
具体实施方式
通过参考图1到13可最好地理解本公开的实施方案及其优点，其中相似的标号用于指示相似及对应的部分。
图1说明根据本公开的一些实施方案的钻井系统100的实施例实施方案的立面图。钻井系统100可包括井表面或井场106。例如旋转台、钻井流体泵和钻井流体罐(未明确图示)等各种类型的钻井设备可位于井表面或井场106处。举例来说，井场106可包括钻机102，其可具有与“陆地钻机”相关联的各种特性和特征。然而，融合了本公开的教示的井下钻井工具可令人满意地与位于离岸平台、钻井船、半潜式钻井台和钻井驳船(未明确图示)上的钻井设备一起使用。
钻井系统100还可包括与钻头101相关联的钻柱103，其可用以形成广泛多种井筒和钻孔，例如大体上垂直的井筒114a或大体上水平的井筒114b或其任一组合。钻柱103的井底钻具组合件(BHA)120的各种定向钻井技术和相关联组件可用以形成水平井筒114b。举例来说，可接近于造斜位置113对BHA 120施加侧向力以形成从大体上垂直井筒114a延伸的大体上水平井筒114b。术语“定向钻井”可用以描述以相对于垂直的所需角度或多个角度钻制井筒或井筒的部分。所需的角度可大于与垂直井筒相关联的正常变换。也可将方向钻井描述为钻制偏离垂直的井筒。术语“水平钻井”可用以包括在与垂直成大约九十度(90°)的方向上钻井。
BHA 120可由被构造成形成井筒114的广泛多种组件形成。举例来说，BHA 120的组件122a、122b和122c可包括(但不限于)钻头(例如，钻头101)、取心钻头、钻环、旋转导向工具、定向钻井工具、井下钻井马达、扩孔器、孔增大器或稳定器。BHA 120中包括的组件122的数目和类型可取决于预期井下钻井条件以及通过钻柱103和旋转钻头101将形成的井筒的类型。BHA 120还可包括各种类型的测井工具(未明确图示)和与井筒的定向钻井相关联的其它井下工具。测井工具和/或定向钻井工具的实施例可包括(但不限于)声学、种子、伽玛射线、密度、光电、核磁共振、旋转导向工具和/或任何其它市售的井工具。
可通过可从井表面106延伸到选定井下位置的套管柱110来部分地界定井筒114。可将如图1所示的不包括套管柱110的井筒114的部分描述为“裸眼井”。可将各种类型的钻井流体从井表面106通过钻柱103泵送到附接的钻头101。可引导钻井流体以从钻柱103流动到通过旋转钻头101的相应喷嘴(图2A中描绘为喷嘴156)。钻井流体可通过环面108循环回到井表面106，所述环面由钻柱103的外部直径112和井筒114a的内部直径118部分地界定。内部直径118可称为井筒114a的“侧壁”。环面108还可由钻柱103的外部直径112和套管柱110的内部直径111界定。裸眼井环面116可经界定为侧壁118和外部直径112。
钻井系统100还可包括旋转钻头(“钻头”)101。在图2A中更详细论述的钻头101可包括一个或多个叶片126，其可从钻头101的旋转钻头主体124的外部部分向外安置。旋转钻头主体124可为大体上圆柱形的，且叶片126可为从旋转钻头主体124向外延伸的任何合适类型的突起。钻头101可在由方向箭头105界定的方向上相对于钻头旋转轴线104旋转。叶片126可包括从每一叶片126的外部部分向外安置的一个或多个切割元件128。叶片126还可包括一个或多个深度的切割控制器(未明确图示)，其被构造成控制切割元件128的切割深度。叶片126可进一步包括安置于叶片126上的一个或多个量规垫(未明确图示)。钻头101可根据本公开的教示而设计和形成，且可根据钻头101的特定应用而具有许多不同的设计、配置和/或尺寸。
在钻井系统100的操作期间，当钻头101初始接触井筒114a的底部或水平井筒114b的末端时，钻头不平衡力可造成钻柱103的振动。此振动可从钻头101延伸钻柱103的整个长度，且可损坏井下钻井设备和井场106处的钻井设备。作用于井下钻井工具上的不平衡力还可在从第一大体上软地层进入第二大体上较硬井下地层的过渡钻井期间产生。作用于井下钻井工具的不平衡力可进一步由于从第一井下地层进入第二井下地层的钻井而产生，其中所述第二井下地层可以与由井下钻井工具形成的井筒垂直除外的角度倾斜。
因此，在执行定向钻井或进入不同类型的地质地层中的钻井时，可有利的是提供力平衡(例如，钻头侧向力经平衡或最小化)的钻井工具，使得所述钻井工具更高效且以较高的侧向稳定性钻井。在一些实施方案中，钻井工具可经多级力平衡，使得当钻井工具正在关于不均匀的井下钻井地层形成井筒时，作用于钻井工具上的侧向力经平衡。多级力平衡可大体上包括相应切割元件组和切割元件集合的使用，且可不限于与大体上均匀井下地层接合的井下钻井工具的所有切割元件的单个集合。多级力平衡还可包括评估随着钻井深度而变的钻头不平衡力。
钻头101上的切割元件128和/或其它井下钻井工具的配置也可贡献于钻头的稳定性和钻井效率。切割元件128可根据两个一般原理来布设：单集合和轨道集合。在单集合配置中，钻头101上的切割元件128中的每一个可具有相对于钻头旋转轴线104的唯一径向位置。在轨道集合配置中，钻头101上的切割元件128中的至少两者可具有相对于钻头旋转轴线104的相同径向位置。在一些实施方案中，轨道集合切割元件可位于钻头的不同叶片上。在其它实施方案中，轨道集合切割元件可位于同一叶片上。具有以单集合配置布设的切割元件的钻头可比具有轨道集合配置的钻头更高效地钻井，而具有以轨道集合配置布设的切割元件的钻头可比具有单集合配置的钻头更稳定。
因此，可修改钻井工具以改善性能且增强稳定性和钻井效率。在一些实施方案中，钻头101可根据本公开的教示而设计和制造，且可根据钻头101的特定应用而具有许多不同的设计、配置和/或尺寸。如下文相对于图3到13且根据本公开的一些实施方案更详细公开，钻头101的切割元件128可经布设以使得相邻切割元件或相邻组的切割元件力平衡以最小化振动，且切割元件128中的至少一些为轨道集合和/或切割元件128中的至少一些经下方暴露以增加钻头101的稳定性。在一些实施方案中，钻头101的切割元件128可经布设以使得单集合切割元件组和轨道集合元件组沿着钻头面型面混合，且形成相邻切割元件或切割元件组。相邻切割元件可为在相关联钻头面型面上紧邻于彼此(例如，连续编号)安置的切割元件。在其它实施方案中，钻头101的切割元件128可在多个层中布设，使得一些切割元件经下方暴露且在钻头101的相关联钻头型面上形成阶梯型面。通过使切割元件128中的一些下方暴露，钻头101可在钻井操作期间在井筒114a的底部或井筒114b的末端处形成凹槽。这些凹槽可增强钻头稳定性而不影响钻头101的效率。
图2A说明根据本公开的一些实施方案的以经常用以建模或设计固定切割器钻头的方式向上定向的旋转钻头101的等距视图。钻头101可为各种类型的旋转钻头中的任一者，包括固定切割器钻头、多晶金刚石复合片(PDC)钻头、刮刀钻头、矩阵钻头和/或钢主体钻头，其可操作以形成延伸通过一个或多个井下地层的井筒(例如，如图1中说明的井筒114)。钻头101可根据本公开的教示而设计和形成，且可根据钻头101的特定应用而具有许多不同的设计、配置和/或尺寸。
钻头101可包括一个或多个叶片126(例如，叶片126a到126g)，其可从钻头101的旋转钻头主体124的外部部分向外安置。旋转钻头主体124可为大体上圆柱形的，且叶片126可为从旋转钻头主体124向外延伸的任何合适类型的突起。举例来说，叶片126的一部分可直接或间接耦合到钻头主体124的外部部分，而叶片126的另一部分可突出远离钻头主体124的外部部分。根据本公开的教示形成的叶片126可具有广泛多种配置，包括(但不限于)基本上弓形、大体上螺线形、螺旋形、锥形、会聚、发散、对称和/或不对称。在一些实施方案中，一个或多个叶片126可具有从钻头101的近端旋转轴线104延伸的基本上弓形配置。所述弓形配置可部分地由从近端钻头旋转轴线104延伸的大体上凹的凹入形部分界定。所述弓形配置还可部分地由安置于所述凹的凹入部分与每一叶片的与旋转钻头的外部直径大体上对应的外部部分之间的大体上凸的向外弯曲部分界定。
叶片126中的每一个可包括接近或朝向钻头旋转轴线104安置的第一端以及接近或朝向钻头101的外部部分安置(例如，大体上远离钻头旋转轴线104且朝向钻头101的井上部分安置)的第二端。术语“井上”和“井下”可用以描述钻井系统100的各种组件相对于图1中所示的井筒114的底部或末端的位置。举例来说，被描述为从第二组件为井上的第一组件可比第二组件更远离井筒114的末端。类似地，被描述为从第二组件为井下的第一组件可比第二组件更靠近井筒114的末端定位。
叶片126a到126g可包括围绕钻头旋转轴线安置的主要叶片。举例来说，叶片126a、126c和126e可为主要叶片或主叶片，因为叶片126a、126c和126e中的每一个的相应第一端141可邻近于钻头101的钻头旋转轴线104靠近安置。在一些实施方案中，叶片126a到126g还可包括安置于主要叶片之间的至少一个次要叶片。在说明的实施方案中，钻头101上的叶片126b、126d、126f和126g可为次要叶片或副叶片，因为相应第一端141可安置于钻头101的井下末端151上距相关联钻头旋转轴线104一距离。主要叶片和次要叶片的数目和位置可变化，使得钻头101包括更多或更少的主要和次要叶片。叶片126可关于彼此和钻头旋转轴线104对称或不对称安置，其中叶片126的位置可基于钻井环境的井下钻井条件。在一些实施方案中，叶片126和钻头101可围绕旋转轴线104在由方向箭头105界定的方向上旋转。
叶片126中的每一个可具有在钻头101的旋转方向上的相应的前或前方表面130，以及远离钻头101的旋转方向与前表面130相对定位的后或后方表面132。在一些实施方案中，叶片126可沿着钻头主体124定位，使得所述叶片相对于钻头旋转轴线104具有螺旋配置。在其它实施方案中，叶片126可沿着钻头主体124以相对于彼此和钻头旋转轴线104的大体上平行配置而定位。
叶片126可包括从每一叶片126的外部部分向外安置的一个或多个切割元件128。举例来说，切割元件128的一部分可直接或间接耦合到叶片126的外部部分，而切割元件128的另一部分可突出远离叶片126的外部部分。借助于实例且并非限制，切割元件128可为与广泛多种钻头101一起使用令人满意的各种类型的切割器、复合片、按钮、嵌件和量规切割器。虽然图2A说明叶片126上的两行切割元件128，但根据本公开的教示设计和制造的钻头可具有一行切割元件或两行以上切割元件。
切割元件128可为被构造成切割进入地层的任何合适的装置，包括(但不限于)主要切割元件、备用切割元件、次要切割元件或其任一组合。切割元件128可包括相应衬底164，其具有安置于每一相应衬底164的一个末端上的硬切割材料层(例如，切割台162)。切割元件128的硬层可提供切割表面，其可接合井下地层的邻近部分以形成如图1中说明的井筒114。切割表面与地层的接触可形成与切割元件128中的每一个相关联的切割区。位于切割区内的切割表面的边缘可称为切割元件128的切割边缘。
切割元件128的每一衬底164可具有各种配置且可由碳化钨或与形成旋转钻头的切割元件相关联的其它合适材料形成。碳化钨可包括(但不限于)碳化单钨(WC)、碳化二钨(W2C)、粗晶碳化钨以及胶结或烧结碳化钨。衬底还可使用其它硬材料形成，其可包括各种金属合金和胶结物，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，硬切割层可由基本上与衬底相同的材料形成。在其它应用中，硬切割层可由与衬底不同的材料形成。用以形成硬切割层的材料的实施例可包括多晶金刚石材料，包括合成多晶金刚石。叶片126可包括凹口或钻头穴166，其可被构造成接纳切割元件128。举例来说，钻头穴166可为叶片126上的凹切口。
在一些实施方案中，叶片126还可包括一个或多个深度的切割控制器(DOCC)(未明确图示)，其被构造成控制切割元件128的切割深度。DOCC可包括冲击捕捉器、备用或第二层切割元件和/或经改质金刚石加强件(MDR)。叶片126、切割元件128和DOCC(未明确图示)可形成钻头面的部分。
叶片126可进一步包括安置于叶片126上的一个或多个量规垫(未明确图示)。量规垫可为安置于叶片126的外部部分上的量规、量规片段或量规部分。量规垫可接触由钻头101形成的井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的邻近部分。叶片126和/或相关联量规垫的外部部分可相对于大体上垂直的井筒114a的邻近部分以各种角度安置(例如，正、负和/或平行)。量规垫可包括一个或多个硬质焊敷材料层。
钻头101的井上末端150可包括柄152，其上形成有钻杆螺纹155。螺纹155可用以使钻头101以可释放方式与BHA 120接合，借此钻头101可相对于钻头旋转轴线104旋转。钻头101的井下末端151可包括多个叶片126a到126g，其间安置有相应的排屑槽或流体流动路径140。另外，钻井流体可传送到一个或多个喷嘴156。
钻头操作可鉴于随着钻井深度而变的每转切割深度来表达。每转切割深度或“切割深度”可通过钻进速度(ROP)和每分钟转速(RPM)来确定。ROP可表示随着钻头101旋转时移除的地层量，且可为英尺/小时的单位。此外，RPM可表示钻头101的旋转速度。举例来说，用以钻入地层的钻头101可以大约120RPM旋转。实际切割深度(Δ)可表示在钻头101的旋转期间切割元件切割进入地层的深度的量度。因此，使用以下等式，实际切割深度可表达为实际ROP和RPM的函数：
Δ＝ROP/(5*RPM)。
实际切割深度可具有英寸/转的单位。
图2B说明根据本公开的一些实施方案的示出图2A的钻头101钻制井筒穿过第一井下地层且进入邻近的第二井下地层的截面和立面图，其中若干部分被分解开。叶片(未明确图示)、切割元件128和DOCC(未明确图示)的外部部分可旋转突出到径向平面上以形成钻头面型面200。在说明的实施方案中，地层202可具有比地层204的压缩强度或硬度小的压缩强度或硬度，使得地层202当与地层204相比较时可被描述为“较软”或“较不硬”。如所说明，钻头101可包括各种区或片段，其中钻头旋转轴线104的一个侧面上的区或片段可基本上类似于钻头旋转轴线104的相对侧面上的区或片段。
举例来说，钻头101可包括与量规区206b相对而定位的量规区206a、与肩部区208b相对而定位的肩部区208a、与鼻部区210b相对而定位的鼻部区210a，以及与锥体区212b相对而定位的锥体区212a。每一区中包括的切割元件128可称为所述区的切割元件。举例来说，量规区206中包括的切割元件128g可称为量规切割元件，肩部区208中包括的切割元件128s可称为肩部切割元件，鼻部区210中包括的切割元件128n可称为鼻部切割元件，且锥体区212中包括的切割元件128c可称为锥体切割元件。锥体切割元件128c也可描述为“内部切割元件”，且肩部切割元件128s也可描述为“外部切割元件”。此外，每一区或片段可部分地由相关联叶片126的相应部分界定。
锥体区212可为大体上凹的且可形成于钻头101的每一叶片(例如，如图1中说明的叶片126)的外部部分上，邻近于钻头旋转轴线104且从其延伸出。鼻部区210可为大体上凸的且可形成于钻头101的每一叶片的外部部分上，邻近于每一锥体区212且从其延伸。肩部区208可形成于从相应鼻部区210延伸的每一叶片126的外部部分上，且可接近于相应量规区206而终止。
在地层202与地层204之间的过渡钻井期间，不平衡力可能施加于钻头101或其它井下钻井工具，导致相关联钻柱(例如，如图1中说明的钻柱103)的不希望的振动。在形成定向井筒(例如，如图1中说明的井筒114b)时施加于钻柱的振动或不平衡力的过量的量可造成导向钻柱的问题和/或损坏一个或多个井下组件。为了减少这些不平衡力和振动，可至少部分地基于使用多级力平衡技术的模拟来设计和制造钻头101。所述模拟可包括将切割元件128指派于相应的切割元件组和切割元件集合，确定用于在钻头101上安装切割元件128的配置，评估作用于每一切割元件组和切割元件集合中的切割元件128上的力，且评估作用于钻头101或其它井下钻井工具上的所得不平衡力。
多级力平衡可包括(但不限于)各种等级的力平衡，例如等级一到等级五。根据多级力平衡准则，每一切割元件组中的切割元件128可力平衡，其可称为“等级一力平衡”。在一些实施方案中，每一切割元件组可具有两个、三个、四个或五个切割元件，如下文相对于图3A到3H详细论述。在其它实施方案中，可针对五个以上相邻切割元件的相应切割元件组进行力平衡。当与切割元件组中的切割元件128相关联的不平衡力的量值小于与同一组中的每一个别切割元件相关联的不平衡力的量值时，切割元件组可力平衡。当执行等级一力平衡时，每一切割元件组中的切割元件128可在均匀地层中。
每一相邻切割元件组中的切割元件128也可力平衡，其可称为“等级二力平衡”。当与至少两个相邻切割元件组相关联的不平衡力的量值小于与相同相邻切割元件组中的每一个别切割元件相关联的不平衡力的量值时，相邻切割元件组可力平衡。当执行等级二力平衡时，每一相邻切割元件组中的切割元件128可在均匀地层中。
钻头101的切割元件128或其它井下钻井工具可随后划分为相应切割元件集合。每一切割元件集合可包括至少两个力平衡切割元件组。每一切割元件集合内的切割元件128的数目可等于钻头101或其它井下钻井工具上的叶片的数目。每一切割元件集合中的切割元件128也可力平衡，其可称为“等级三力平衡”。当与切割元件集合中的切割元件128相关联的不平衡力的量值小于与同一集合中的每一个别切割元件相关联的不平衡力的量值时，切割元件集合可力平衡。当执行等级三力平衡时，集合中的切割元件128可在均匀地层中。
在相关联钻头面型面或切割面型面上邻近于彼此安置的相邻切割元件128可划分为每组三个或四个连续切割元件的相应组(N)。每一组N(N＝3或N＝4)个相邻切割元件中的切割元件128的数目可取决于叶片的数目和用以布设切割元件128的切割元件集合。每一相邻切割元件组中的切割元件128可力平衡，其可称为“等级四力平衡”。当与N个连续相邻切割元件128相关联的不平衡力的量值小于与N个连续切割元件的每一切割元件128相关联的最大不平衡力时，连续相邻切割元件(N＝3或N＝4)可力平衡。当执行等级四力平衡时，集合中的切割元件128可在均匀地层中。
最终等级或“等级五力平衡”可包括当与大体上均匀和/或大体上不均匀井下地层接合时模拟作用于钻头101上的所有切割元件128上的力，其可称为“所有切割元件等级力平衡”。模拟可包括在每一等级之后评估力平衡。
在一些实施方案中，可进一步修改切割元件128的配置以改善稳定性和钻井效率。在一些实施方案中，钻头101上的切割元件128中的一些可以单集合配置布设，且钻头101上的切割元件128中的一些可以轨道集合配置布设。在其它实施方案中，切割元件128可以轨道集合配置布设。在另外的实施方案中，钻头101上的一些相邻切割元件128可相对于其它切割元件下方暴露，使得钻头101的钻头型面包括至少一个阶梯，且在钻井操作期间在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处可通过钻头101形成凹槽。因此，根据本公开设计的钻头和其它井下钻井工具与使用常规方法设计的钻头相比可更稳定且具有增加的钻井效率。
图3A、3C、3E和3G说明根据本公开的一些实施方案的示出安置于钻头101或其它井下钻井工具上的相应钻头面或切割面302a、302b、302c和302d的各种组件的示意图。图3B、3D、3F和3H说明根据本公开的一些实施方案的示出与相应图3A、3C、3E和3G中所示的组件对应的复合钻头面型面或复合切割面型面的部分的示意图。为了提供参照系，图3B、3D、3F和3H中的每一个包括表示钻头101的钻头旋转轴线104的z轴线以及指示距旋转轴线104的正交距离的径向轴线106。相对于图3A到3H论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。图3A到3H示出根据本公开的一些实施方案的选择用于等级一多级力平衡相关联井下钻井工具的相应切割元件组的各种实施例。
图3A和3B说明由切割元件128a和128b表示的“两切割元件组”的一个实施例，其可安置于相应叶片(例如，如图1和2A到2B中说明的叶片126)的外部部分上。两切割元件组可为安置于相关联钻头面的外部部分上的一对切割元件128，其相对于钻头旋转轴线104彼此在大约160°与200°之间径向隔开。切割元件128a和128b表示在使用多级力平衡技术进行等级一力平衡相关联井下钻井工具时令人满意的两切割元件组的仅一个实施例。
如图3A中所示，从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2大于从钻头旋转轴线104到第一切割元件128a的径向距离R1。在其它实施方案中，径向距离R1可大约等于径向距离R2，使得切割元件128a和128b相对于彼此为轨道集合。相对于旋转轴线104在切割元件128a与128b之间的角度β为大约170°。在一些实施方案中，两切割元件组中的第一和第二切割元件的径向间隔或分隔角度为大约180°。如图3B中所示，切割元件128a和128b是相邻切割元件，因为切割元件128a和128b在复合钻头面型面304a上紧邻于彼此安置。
图3C和3D说明由切割元件128a、128b和128c表示的“三切割元件组”的一个实施例，其可安置于相应叶片(例如，如图1和2A到2B中说明的叶片126)的外部部分上。三切割元件组可为安置于相关联钻头面的外部部分上的三个切割元件128，其相对于钻头旋转轴线104彼此在大约100°与140°之间径向隔开。切割元件128a、128b和128c表示在使用多级力平衡技术进行等级一力平衡相关联井下钻井工具时令人满意的三切割元件组的仅一个实施例。
如图3C中所示，从钻头旋转轴线104到第三切割元件128c的径向距离R3大于从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2。另外，从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2大于从钻头旋转轴线104到第一切割元件128a的径向距离R1。在其它实施方案中，径向距离R1、径向距离R2和径向距离R3可大约相等，使得切割元件128a、128b和128c相对于彼此为轨道集合。切割元件128a与128b之间的角度β1、切割元件128b与128c之间的角度β2以及切割元件128c与128a之间的角度β3各自大于100°且小于140°。在一些实施方案中，三切割元件组中的切割元件的径向间隔或分隔角度为大约120°。如图3D中所示，切割元件128a、128b和128c是相邻切割元件，因为切割元件128a、128b和128c在复合钻头面型面304b上邻近于彼此安置。
图3E和3F说明由切割元件128a、128b、128c和128d表示的“四切割元件组”的一个实施例，其可安置于相应叶片(例如，如图1和2A到2B中说明的叶片126)的外部部分上。四切割元件组可为安置于相关联钻头面的外部部分上的四个切割元件128，其彼此径向隔开且第一与第二切割元件之间的分隔角度大约等于第三与第四切割元件之间的分隔角度且第二与第三切割元件之间的分隔角度大约等于第四与第一切割元件之间的分隔角度。切割元件128a、128b、128c和128d表示在使用多级力平衡技术进行等级一力平衡相关联井下钻井工具时令人满意的四切割元件组的仅一个实施例。
如图3E中所示，从钻头旋转轴线104到第四切割元件128d的径向距离R4大于从钻头旋转轴线104到第三切割元件128c的径向距离R3。另外，从钻头旋转轴线104到第三切割元件128c的径向距离R3大于从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2。此外，从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2大于从钻头旋转轴线104到第一切割元件128a的径向距离R1。在其它实施方案中，径向距离R1、径向距离R2、径向距离R3和径向距离R4可大约相等，使得切割元件128a、128b、128c和128d相对于彼此为轨道集合。切割元件128a与128b之间的角度β1可大约等于切割元件128c与128d之间的角度β3。另外，切割元件128b与128c之间的角度β2可大约等于切割元件128d与128a之间的角度β4。如图3F中所示，切割元件128a、128b、128c和128d是相邻切割元件，因为切割元件128a、128b、128c和128d在复合钻头面型面304c上邻近于彼此安置。
图3G和3H说明由切割元件128a、128b、128c、128d和128e表示的“五切割元件组”的一个实施例，其可安置于相应叶片(例如，如图1和2A到2B中说明的叶片126)的外部部分上。五切割元件组可为安置于相关联钻头面的外部部分上的五个切割元件128，其彼此径向隔开且每一切割元件之间的分隔角度为大约72°加减20°。切割元件128a、128b、128c、128d和128e表示在使用多级力平衡技术进行等级一力平衡相关联井下钻井工具时令人满意的五切割元件组的仅一个实施例。
如图3G中所示，从钻头旋转轴线104到第五切割元件128e的径向距离R5大于从钻头旋转轴线104到第四切割元件128d的径向距离R4。另外，从钻头旋转轴线104到第四切割元件128d的径向距离R4大于从钻头旋转轴线104到第三切割元件128c的径向距离R3。此外，从钻头旋转轴线104到第三切割元件128c的径向距离R3大于从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2。而且，从钻头旋转轴线104到第二切割元件128b的径向距离R2大于从钻头旋转轴线104到第一切割元件128a的径向距离R1。在其它实施方案中，径向距离R1、径向距离R2、径向距离R3、径向距离R4和径向距离R5可大约相等，使得切割元件128a、128b、128c、128d和128e相对于彼此为轨道集合。角度β1到β5可为大约72°。如图3H中所示，切割元件128a、128b、128c、128d和128e是相邻切割元件，因为切割元件128a、128b、128c、128d和128e在复合钻头面型面304d上邻近于彼此安置。
图4A和4B说明根据本公开的一些实施方案的包括用于钻头101或其它井下钻井工具的多级力平衡的参数的实施例的表401。在所说明实施方案中，表401列出用于相关联井下钻井工具的给定数目的叶片和叶片组的一些可能的切割元件集合。在其它实施方案中，给定叶片的数目和叶片组的配置，其它切割元件集合可为可能的。下文相对于图6和7进一步描述用于叶片组和切割元件集合的各种配置的选择。虽然表401包括用于井下钻井工具(例如，如图1和图2A到2B中说明的钻头101)的各种配置，但多级力平衡技术可应用于具有少于四个叶片或大于十五个叶片的井下钻井工具，且可使用其它算法来确定叶片组和相应切割元件集合。
图5说明根据本公开的一些实施方案的包括用于钻头101或其它井下钻井工具的实施例等级四力平衡切割元件集合的表501。如所说明，存在具有五个与十五个叶片之间的井下钻井工具的至少一个配置，其提供等级四力平衡。然而，可存在提供等级四力平衡的其它配置。虽然表501包括用于井下钻井工具(例如，如图1和图2A到2B中说明的钻头101)的各种配置，但多级力平衡技术可应用于具有少于四个叶片或大于十五个叶片的井下钻井工具，且可使用其它算法来确定叶片组以提供等级四力平衡切割元件集合。
表401和501可通过使用各种计算机程序、模型或其任一组合来产生。所述程序和/或模型可包括指令，所述指令存储于计算机可读媒体上且可操作以当被执行时实行用于产生表401和501中包括的信息的一个或多个步骤。所述计算机可读媒体可包括经配置以存储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、压缩光盘、快闪存储器或任何其它合适装置。所述程序和模型可经配置以引导处理器或其它合适处理装置以从计算机可读媒体检索和执行指令。在一些实施方案中，处理器和计算机可读媒体可包括于计算机或包括处理能力的其它装置中。计算机可进一步包括存储器和通信端口以用于与外部装置和各种输入和输出(I/O)装置通信，例如键盘、鼠标和/或视频显示器。
图6说明根据本公开的一些实施方案的用于具有五个叶片的井下钻井工具的钻头面602的示意图，包括用以基于用于多级力平衡所述井下钻井工具的叶片组和切割元件集合而安装切割元件的示范性位置。相对于图6论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。
井下钻井工具上的叶片的数目可取决于用于等级一力平衡的切割元件组的类型而划分为若干组，如图4A和4B的表401中说明。如图4A中说明，五叶片井下钻井工具可划分为具有两个不同配置中的一者的两叶片组。图6说明用于在具有配置(1，3，5)(2，4)的两叶片组中安装切割元件的示范性位置。叶片604、606和608可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片605和607可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，可在第一叶片组(1，3，5)上布设三切割元件组，且可平衡或最小化由所述三切割元件组产生的不平衡力。可在第二叶片组(2，4)上布设两切割元件组，且可平衡或最小化由所述两切割元件组产生的不平衡力。通过调整相应切割元件位置、例如后倾角、侧倾角等切割元件定向、切割元件大小和相位角，可平衡或最小化由每一切割元件组中的相应切割元件产生的不平衡力。此外，可平衡与两个相邻切割元件组相关联的不平衡力，使得包括具有配置(1，3，5)(2，4)的两叶片组的五叶片井下钻井工具可被等级二力平衡。
切割元件集合包括至少两个力平衡相邻切割元件组。在一些实施方案中，一个切割元件集合中的切割元件的数目可等于井下钻井工具上的叶片的数目。如图6中说明的切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可包括两个切割元件组。第一切割元件组可包括安装于主要叶片604、606和608上的切割元件1、2和3，且第二切割元件组可包括安装于次要叶片605和607上的切割元件4和5。由切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]中的所有切割元件产生的不平衡力可经平衡，使得切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可为等级三力平衡切割元件集合。此外，如图4A的表401中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可为用于五叶片井下钻井工具的优选匹配，使得切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]也可为等级四力平衡切割元件集合。
图7A和7B说明根据本公开的一些实施方案的用于具有八个叶片的井下钻井工具的钻头面702a和702b的示意图，包括用以基于用于多级力平衡所述井下钻井工具的叶片组和切割元件集合而安装切割元件的示范性位置。相对于图7A和7B论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。
如图4A的表401中说明，八叶片井下钻井工具可划分为两叶片组、成对叶片组或三叶片组。图7A和7B说明用于使用成对叶片组算法安装切割元件的示范性位置，使得叶片划分为两个不同对叶片组：(1，5)、(2，6)、(3，7)、(4，8)和(1，5)、(3，7)、(2，6)、(4，8)。叶片704、706、708和710可为主要叶片，且叶片705、707、709和711可为次要叶片。在图7A中，叶片704和708可形成第一叶片组，叶片705和709可形成第二叶片组，叶片706和710可形成第三叶片组，且叶片707和711可形成第四叶片组。在图7B中，叶片704和708可形成第一叶片组，叶片706和710可形成第二叶片组，叶片705和709可形成第三叶片组，且叶片707和711可形成第四叶片组。
在所说明实施方案中，可在相应成对组上布设四个两切割元件组，且可平衡或最小化由所述两切割元件组中的每一个产生的不平衡力。类似于相对于图6论述的切割元件组，通过调整相应切割元件位置、例如后倾角、侧倾角等切割元件定向、切割元件大小和相位角，可平衡或最小化由每一切割元件组中的相应切割元件产生的不平衡力。此外，可平衡与两个相邻切割元件组相关联的不平衡力，使得包括具有配置(1，5)、(2，6)、(3，7)、(4，8)和(1，5)、(3，7)、(2，6)、(4，8)的两叶片组的八叶片井下钻井工具可被等级二力平衡。
如图7A中说明的切割元件集合[(1，5)(2，6)(3，7)(4，8)]可包括四个两切割元件组。第一切割元件组可包括安装于主要叶片704和708上的切割元件1和2，第二切割元件组可包括安装于次要叶片705和709上的切割元件3和4，第三切割元件组可包括安装于主要叶片706和710上的切割元件5和6，且第四切割元件组可包括安装于次要叶片707和711上的切割元件7和8。由切割元件集合[(1，5)(2，6)(3，7)(4，8)]中的所有切割元件产生的不平衡力可经平衡，使得切割元件集合[(1，5)(2，6)(3，7)(4，8)]可为等级三力平衡切割元件集合。
如图7B中说明的切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]也可包括四个两切割元件组，但安装切割元件的次序可不同。类似于图7A，第一切割元件组可包括安装于主要叶片704和708上的切割元件1和2，且第四切割元件组可包括安装于次要叶片707和711上的切割元件7和8。然而，第二切割元件组可包括安装于主要叶片706和710上的切割元件3和4，且第三切割元件组可包括安装于次要叶片705和709上的切割元件5和6。由切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]中的所有切割元件产生的不平衡力可经平衡，使得切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]也为等级三力平衡切割元件集合。此外，如图4A的表401中说明，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]可为用于八叶片井下钻井工具的优选匹配，使得切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]也可为等级四力平衡切割元件集合。
图8A、8C、8E、8G和8I说明根据本公开的一些实施方案的示出安置于钻头101或其它井下钻井工具上的相应钻头面或切割面802a、802b、802c、802d和802e的各种组件的示意图。图8B、8D、8F、8H和8J说明根据本公开的一些实施方案的示出与相应图8A、8C、8E、8G和8I中所示的组件对应的复合钻头面型面或复合切割面型面的部分的示意图。为了提供参照系，图8B、8D、8F、8H和8J中的每一个包括表示钻头101的钻头旋转轴线104的z轴线以及指示距钻头旋转轴线104的正交距离的径向轴线106。相对于图8A到8J论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。图8A到8J示出根据本公开的一些实施方案使用多级力平衡技术在井下钻井工具上以单集合或轨道集合配置的组合布设切割元件的各种实施例。
图8A和8B说明包括根据多级力平衡技术布设的单集合和轨道集合切割元件的五叶片井下钻井工具的一个实施例。如图8A中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，3，5)(2，4)的两叶片组。叶片804、806和808可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片805和807可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片804、806和808上的三切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件4和5可分别以两切割元件组布设于次要叶片805和807上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]。第一叶片组的单集合切割元件可以较高效率钻入地层，而第二叶片组的轨道集合切割元件可在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图8B中所示，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]中的切割元件是相邻切割元件，因为个别切割元件1、2和3以及包括轨道集合切割元件4和5的两切割元件组在钻头面型面824a上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可经等级一到四力平衡。
图8C和8D说明包括根据多级力平衡技术布设的单集合和轨道集合切割元件的六叶片井下钻井工具的一个实施例。如图8C中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，3，5)(2，4，6)的两叶片组。叶片804、806和808可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片805、807和809可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片804、806和808上的三切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件4、5和6可分别以三切割元件组布设于次要叶片805、807和809上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]。第一叶片组的单集合切割元件可以较高效率钻入地层，而第二叶片组的轨道集合切割元件可在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图8D中所示，切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]中的切割元件是相邻切割元件，因为个别切割元件1、2和3以及包括轨道集合切割元件4、5和6的三切割元件组在钻头面型面824b上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]可经等级一到四力平衡。
图8E和8F说明包括根据多级力平衡技术布设的单集合和轨道集合切割元件的七叶片井下钻井工具的一个实施例。如图8E中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4，6)(2，5)(3，7)的三叶片组。叶片804、807和809可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片805、806、808和810可为次要叶片，使得叶片805和808形成第二叶片组且叶片806和810形成第三叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片804、807和809上的三切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件4和5可分别以两切割元件组布设于次要叶片805和808上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件6和7可分别以两切割元件组布设于次要叶片806和810上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4，6)(2，5)(3，7)]。第一叶片组的单集合切割元件可以较高效率钻入地层，而第二和第三叶片组的轨道集合切割元件可在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图8F中所示，切割元件集合[(1，4，6)(2，5)(3，7)]中的切割元件是相邻切割元件，因为个别切割元件1、2和3、包括轨道集合切割元件4和5的两切割元件组以及包括轨道集合切割元件6和7的两切割元件组在钻头面型面824c上紧邻于彼此安置。
图8G和8H说明包括根据多级力平衡技术布设的单集合和轨道集合切割元件的八叶片井下钻井工具的一个实施例。如图8G中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)的成对或四叶片组。叶片804、806、808和810可为主要叶片，使得叶片804和808形成第一叶片组且叶片806和810形成第二叶片组。叶片805、807、809和811可为次要叶片，使得叶片805和809形成第三叶片组且叶片807和811形成第四叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1和2可分别布设于主要叶片804和808上的两切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件3和4可分别布设于主要叶片806和810上的两切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件5和6可分别以两切割元件组布设于次要叶片805和809上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件7和8可分别以两切割元件组布设于次要叶片807和811上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]。第一和第二叶片组的单集合切割元件可以较高效率钻入地层，而第三和第四叶片组的轨道集合切割元件可在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图8H中所示，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]中的切割元件是相邻切割元件，因为个别切割元件1、2、3和4、包括轨道集合切割元件5和6的两切割元件组以及包括轨道集合切割元件7和8的两切割元件组在钻头面型面824d上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]可经等级一到四力平衡。
图8I和8J说明包括根据多级力平衡技术布设的单集合和轨道集合切割元件的九叶片井下钻井工具的一个实施例。如图8I中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)的三叶片组。叶片804、807和810可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片805、806、808、809、811和812可为次要叶片，使得叶片805、808和811形成第二叶片组且叶片806、809和812形成第三叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片804、807和810上的三切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为单集合。切割元件4、5和6可分别布设于次要叶片805、808和811上的三切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件7、8和9可分别以三切割元件组布设于次要叶片806、809和812上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]。第一叶片组的单集合切割元件可以较高效率钻入地层，而第二和第三叶片组的轨道集合切割元件可在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图8J中所示，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]中的切割元件是相邻切割元件，因为个别切割元件1、2和3、包括轨道集合切割元件4、5和6的三切割元件组以及包括轨道集合切割元件7、8和9的三切割元件组在钻头面型面824e上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]可经等级一到四力平衡。
在不脱离本公开的范围的情况下可对图8A到8J做出修改、添加或省略。举例来说，切割元件可以如图4和5中描述的不同配置布设，和/或任一给定切割元件集合中的第一切割元件可安置于次要叶片上。另外，切割元件集合可在叶片上重复，使得切割元件布设于井下钻井工具的所有区中(例如，如图2B中说明的锥体区、鼻部区、肩部区和量规区)。
图9A、9C、9E、9G和9I说明根据本公开的一些实施方案的示出安置于钻头101或其它井下钻井工具上的相应钻头面或切割面902a、902b、902c、902d和902e的各种组件的示意图。钻头面902a、902b、902c、902d和902e可各自包括鼻部点903，其界定接近钻头旋转轴线104定位的内部片段以及从鼻部点903延伸到井下钻井工具的量规垫的外部片段。位于内部片段中的切割元件可以单集合或轨道集合配置布设。
图9B、9D、9F、9H和9J说明根据本公开的一些实施方案的示出与相应图9A、9C、9E、9G和9I中所示的组件对应的复合钻头面型面或复合切割面型面的部分的示意图。为了提供参照系，图9B、9D、9F、9H和9J中的每一个包括表示钻头101的钻头旋转轴线104的z轴线以及指示距旋转轴线104的正交距离的径向轴线106。相对于图9A到9J论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。图9A到9J示出根据本公开的一些实施方案使用多级力平衡技术在井下钻井工具上以轨道集合配置布设切割元件的各种实施例。
图9A和9B说明包括根据多级力平衡技术布设的轨道集合切割元件的五叶片井下钻井工具的一个实施例。如图9A中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，3，5)(2，4)的两叶片组。叶片904、906和908可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片905和907可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片904、906和908上的三切割元件组中，且所述一组中的每一切割元件可为轨道集合。切割元件4和5可分别以两切割元件组布设于次要叶片905和907上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]。所述两叶片组的轨道集合切割元件可均匀地分布每一切割元件的负载，且在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图9B中所示，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]中的切割元件是相邻切割元件，因为包括轨道集合切割元件1、2和3的三切割元件组以及包括轨道集合切割元件4和5的两切割元件组在钻头面型面924a上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可经等级一到四力平衡。
图9C和9D说明包括根据多级力平衡技术布设的轨道集合切割元件的六叶片井下钻井工具的一个实施例。如图9C中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4)(2，5)(3，6)的成对叶片组。叶片904、906和908可为主要叶片，且叶片905、907和909可为次要叶片。在所说明实施方案中，切割元件1和2可分别以两切割元件组布设于主要叶片904和次要叶片907上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件3和4可分别以两切割元件组布设于次要叶片905和主要叶片908上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件7和8可分别以两切割元件组布设于主要叶片906和次要叶片909上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4)(2，5)(3，6)]。所述成对叶片组的轨道集合切割元件可均匀地分布每一切割元件的负载，且在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图9D中所示，切割元件集合[(1，4)(2，5)(3，6)]中的切割元件是相邻切割元件，因为包括轨道集合切割元件1和2的两切割元件组、包括轨道集合切割元件3和4的两切割元件组以及包括轨道集合切割元件5和6的两切割元件组在钻头面型面924b上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，4)(2，5)(3，6)]可经等级一到四力平衡。
图9E和9F说明包括根据多级力平衡技术布设的轨道集合切割元件的七叶片井下钻井工具的一个实施例。如图9E中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4，6)(2，5)(3，7)的三叶片组。叶片904、907和909可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片905、906、908和910可为次要叶片，使得叶片905和908形成第二叶片组且叶片906和910形成第三叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片904、907和909上的三切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件4和5可分别以两切割元件组布设于次要叶片905和908上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件6和7可分别以两切割元件组布设于次要叶片906和910上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4，6)(2，5)(3，7)]。所述三叶片组的轨道集合切割元件可均匀地分布每一切割元件的负载，且在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图9F中所示，切割元件集合[(1，4，6)(2，5)(3，7)]中的切割元件是相邻切割元件，因为包括轨道集合切割元件1、2和3的三切割元件组、包括轨道集合切割元件4和5的两切割元件组以及包括轨道集合切割元件6和7的两切割元件组在钻头面型面924c上紧邻于彼此安置。
图9G和9H说明包括根据多级力平衡技术布设的轨道集合切割元件的八叶片井下钻井工具的一个实施例。如图9G中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)的成对叶片组。叶片904、906、908和910可为主要叶片，使得叶片904和908形成第一叶片组且叶片906和910形成第二叶片组。叶片905、907、909和911可为次要叶片，使得叶片905和909形成第三叶片组且叶片907和911形成第四叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1和2可分别布设于主要叶片904和908上的两切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件3和4可分别布设于主要叶片906和910上的两切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件5和6可分别以两切割元件组布设于次要叶片905和909上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件7和8可分别以两切割元件组布设于次要叶片907和911上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]。所述成对或四叶片组的轨道集合切割元件可均匀地分布每一切割元件的负载，且在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图9H中所示，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]中的切割元件是相邻切割元件，因为包括轨道集合切割元件1和2的两切割元件组、包括轨道集合切割元件3和4的两切割元件组、包括轨道集合切割元件5和6的两切割元件组以及包括轨道集合切割元件7和8的两切割元件组在钻头面型面924d上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]可经等级一到四力平衡。
图9I和9J说明包括根据多级力平衡技术布设的轨道集合切割元件的九叶片井下钻井工具的一个实施例。如图9I中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)的三叶片组。叶片904、907和910可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片905、906、908、909、911和912可为次要叶片，使得叶片905、908和911形成第二叶片组且叶片906、909和912形成第三叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片904、907和910上的三切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件4、5和6可分别布设于次要叶片905、908和911上的三切割元件组中，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。切割元件7、8和9可分别以三切割元件组布设于次要叶片906、909和912上，且所述一组中的切割元件可为轨道集合。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]。所述三叶片组的轨道集合切割元件可均匀地分布每一切割元件的负载，且在井下钻井工具钻入地层时提供稳定性。
如图9J中所示，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]中的切割元件是相邻切割元件，因为包括轨道集合切割元件1、2和3的三切割元件组、包括轨道集合切割元件4、5和6的三切割元件组以及包括轨道集合切割元件7、8和9的三切割元件组在钻头面型面924e上紧邻于彼此安置。另外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]可经等级一到四力平衡。
在不脱离本公开的范围的情况下可对图9A到9J做出修改、添加或省略。举例来说，切割元件可以如图4和5中描述的不同配置布设，和/或任一给定切割元件集合中的第一切割元件可安置于次要叶片上。另外，切割元件集合可在叶片上重复，使得切割元件布设于井下钻井工具的所有区中(例如，如图2B中说明的锥体区、鼻部区、肩部区和量规区)。
图10A、10C、10E、10G和10I说明根据本公开的一些实施方案的示出安置于钻头101或其它井下钻井工具上的相应钻头面或切割面1002a、1002b、1002c、1002d和1002e的各种组件的示意图。图10B、10D、10F、10H和10J说明根据本公开的一些实施方案的示出与相应图10A、10C、10E、10G和10I中所示的组件对应的复合钻头面型面或复合切割面型面的部分的示意图。为了提供参照系，图10B、10D、10F、10H和10J中的每一个包括表示钻头101的旋转轴线104的z轴线以及指示距旋转轴线104的正交距离的径向轴线106。相对于图10A到10J论述的叶片和相关联切割元件可安置于如图1和2A到2B中说明的钻头101的外部部分上。图10A到10J示出根据本公开的一些实施方案在多个层中布设切割元件以在使用多级力平衡技术设计的井下钻井工具的钻头面型面上形成阶梯型面的各种实施例。
图10A和10B说明包括根据多级力平衡技术布设的切割元件的多个层的五叶片井下钻井工具的一个实施例。如图10A中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，3，5)(2，4)的两叶片组。叶片1004、1006和1008可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片1005和1007可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片1004、1006和1008上的三切割元件组中，且切割元件4和5可以两切割元件组分别布设于次要叶片1005和1007上。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]。第二叶片组中的切割元件4和5可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3下方暴露。在所说明实施方案中，这两个叶片组中的切割元件可为单集合。在其它实施方案中，第一叶片组中的切割元件可为单集合，且第二叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图8A中说明。在另外的实施方案中，这两个叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图9A中说明。
如图10B中所示，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]中的切割元件是相邻切割元件，因为切割元件1到5在钻头面型面1024a上紧邻于彼此安置。另外，第二叶片组中的切割元件4和5可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3具有下方暴露(δ)，使得与两个组相关联的钻头型面为阶梯形。在所说明实施方案中，下方暴露的量可对于第二叶片组中的每一切割元件大约相同。在其它实施方案中，下方暴露的量可对于第二叶片组中的每一切割元件变化。由于第一和第二叶片组中的切割元件之间的下方暴露，钻井工具可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处形成凹槽，其改善在井筒的钻井期间钻井工具的稳定性。此外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4)]可经等级一到四力平衡。
图10C和10D说明包括根据多级力平衡技术布设的切割元件的多个层的六叶片井下钻井工具的一个实施例。如图10C中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，3，5)(2，4，6)的两叶片组。叶片1004、1006和1008可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片1005、1007和1009可为次要叶片且可形成第二叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片1004、1006和1008上的三切割元件组中，且切割元件4、5和6可分别布设于次要叶片1005、1007和1009上的三切割元件组中。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]。第二叶片组中的切割元件4、5和6可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3下方暴露。在所说明实施方案中，这两个叶片组中的切割元件可为单集合。在其它实施方案中，第一叶片组中的切割元件可为单集合，且第二叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图8C中说明。在另外的实施方案中，这两个叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图9C中说明。
如图10D中所示，切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]中的切割元件是相邻切割元件，因为每一切割元件1到6在钻头面型面1024b上紧邻于彼此安置。另外，第二叶片组中的切割元件4、5和6可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3具有下方暴露(δ)，使得与两个组相关联的钻头型面为阶梯形。在所说明实施方案中，下方暴露的量可对于第二叶片组中的每一切割元件大约相同。在其它实施方案中，下方暴露的量可对于第二叶片组中的每一切割元件变化。由于第一和第二叶片组中的切割元件之间的下方暴露，钻井工具可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处形成凹槽，其改善在井筒的钻井期间钻井工具的稳定性。此外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，3，5)(2，4，6)]可经等级一到四力平衡。
图10E和10F说明包括根据多级力平衡技术布设的切割元件的多个层的八叶片井下钻井工具的一个实施例。如图10E中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)的成对叶片组。叶片1004、1006、1008和1010可为主要叶片，使得叶片1004和1008形成第一叶片组且叶片1006和1010形成第二叶片组。叶片1005、1007、1009和1011可为次要叶片，使得叶片1005和1009形成第三叶片组且叶片1007和1011形成第四叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1和2可分别布设于主要叶片1004和1008上的两切割元件组中，且切割元件3和4可分别布设于主要叶片1006和1010上的两切割元件组中。切割元件5和6可分别布设于次要叶片1005和1009上的两切割元件组中，且切割元件7和8可分别布设于次要叶片1007和1011上的两切割元件组中。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]。第二叶片组中的切割元件3和4可相对于第一叶片组中的切割元件1和2下方暴露。另外，第四叶片组中的切割元件7和8可相对于第三叶片组中的切割元件5和6下方暴露。在所说明实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为单集合。在其它实施方案中，第一和第三叶片组中的切割元件可为单集合，且第二和第四叶片组中的切割元件可为轨道集合。在另外的实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图9G中说明。
如图10F中所示，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]中的切割元件是相邻切割元件，因为每一切割元件1到8在钻头面型面1024d上紧邻于彼此安置。另外，第二叶片组中的切割元件3和4可相对于第一叶片组中的切割元件1和2具有下方暴露(δ)，且第四叶片组中的切割元件7和8可相对于第三叶片组中的切割元件5和6具有下方暴露(δ)。在所说明实施方案中，第二和第四叶片组中的切割元件的下方暴露可大约相同，使得与叶片组相关联的钻头型面具有一个阶梯。在另一实施方案中，第二叶片组中的切割元件的下方暴露可小于或大于第四组中的切割元件的下方暴露，使得与叶片组相关联的钻头型面具有至少两个阶梯。在所说明实施方案中，下方暴露的量可对于第二和第四叶片组中的每一切割元件大约相同。在其它实施方案中，下方暴露的量可对于第二和第四叶片组中的每一切割元件变化。由于第一和第二叶片组中的切割元件之间的下方暴露以及第三和第四叶片组中的切割元件之间的下方暴露，钻井工具可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处形成凹槽，其改善在井筒的钻井期间钻井工具的稳定性。此外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]可经等级一到四力平衡。
图10G和10H说明包括根据多级力平衡技术布设的切割元件的多个层的八叶片井下钻井工具的另一个实施例。如图10G中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)的成对叶片组。叶片1004、1006、1008和1010可为主要叶片，使得叶片1004和1008形成第一叶片组且叶片1006和1010形成第二叶片组。叶片1005、1007、1009和1011可为次要叶片，使得叶片1005和1009形成第三叶片组且叶片1007和1011形成第四叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1和2可分别布设于主要叶片1004和1008上的两切割元件组中，且切割元件3和4可分别布设于主要叶片1006和1010上的两切割元件组中。切割元件5和6可分别布设于次要叶片1005和809上的两切割元件组中，且切割元件7和8可分别布设于次要叶片807和811上的两切割元件组中。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]。第三叶片组中的切割元件5和6以及第四叶片组中的切割元件7和8可相对于第一叶片组中的切割元件1和2以及第二叶片组中的切割元件3和4下方暴露。在所说明实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为单集合。在其它实施方案中，第一和第二叶片组中的切割元件可为单集合，且第三和第四叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图8G中说明。在另外的实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图9G中说明。
如图10H中所示，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]中的切割元件是相邻切割元件，因为每一切割元件1到8在钻头面型面1024d上紧邻于彼此安置。另外，第三叶片组中的切割元件5和6以及第四叶片组中的切割元件7和8可相对于第一叶片组中的切割元件1和2以及第二叶片组中的切割元件3和4具有下方暴露(δ)。在所说明实施方案中，第三和第四叶片组中的切割元件的下方暴露可大约相同，使得与叶片组相关联的钻头型面具有一个阶梯。在另一实施方案中，第三叶片组中的切割元件的下方暴露可小于或大于第四组中的切割元件的下方暴露，使得与叶片组相关联的钻头型面具有至少两个阶梯。在所说明实施方案中，下方暴露的量可对于第三和第四叶片组中的每一切割元件大约相同。在其它实施方案中，下方暴露的量可对于第三和第四叶片组中的每一切割元件变化。由于第一和第二叶片组中的切割元件以及第三和第四叶片组中的切割元件之间的下方暴露，钻井工具可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处形成凹槽，其改善在井筒的钻井期间钻井工具的稳定性。此外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，5)(3，7)(2，6)(4，8)]可经等级一到四力平衡。
图10I和10J说明包括根据多级力平衡技术布设的切割元件的多个层的九叶片井下钻井工具的一个实施例。如图10I中所示，所述井下钻井工具的叶片可划分为具有配置(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)的三叶片组。叶片1004、1007和1010可为主要叶片且可形成第一叶片组。叶片1005、1006、1008、1009、1011和1012可为次要叶片，使得叶片1005、1008和1011形成第二叶片组且叶片1006、1009和1012形成第三叶片组。在所说明实施方案中，切割元件1、2和3可分别布设于主要叶片1004、1007和1010上的三切割元件组中。另外，切割元件4、5和6可分别布设于次要叶片1005、1008和1011上的三切割元件组中，且切割元件7、8和9可分别布设于次要叶片1006、1009和1012上的三切割元件组中。这些切割元件组可形成切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]。第二叶片组中的切割元件4、5和6可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3下方暴露，且第三叶片组中的切割元件7、8和9可相对于第二叶片组中的切割元件4、5和6下方暴露。在所说明实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为单集合。在其它实施方案中，第一叶片组中的切割元件可为单集合，且第二和第三叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图8I中说明。在另外的实施方案中，所有叶片组中的切割元件可为轨道集合，如图9I中说明。
如图10J中所示，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]中的切割元件是相邻切割元件，因为切割元件1到9在钻头面型面1024e上紧邻于彼此安置。另外，第二叶片组中的切割元件4、5和6可相对于第一叶片组中的切割元件1、2和3具有下方暴露(δ1)，且第三叶片组中的切割元件7、8和9可相对于第二叶片组中的切割元件4、5和6具有下方暴露(δ2)。在所说明实施方案中，下方暴露δ1可为与下方暴露δ2大约相同的量。在另一实施方案中，下方暴露δ1可大于或小于下方暴露δ2。在所说明实施方案中，下方暴露的量可对于第二和第三叶片组中的每一切割元件大约相同。在其它实施方案中，下方暴露的量可对于第二和第三叶片组中的每一切割元件变化。由于第一和第二叶片组中的切割元件之间的下方暴露以及第二和第三叶片组中的切割元件之间的下方暴露，钻井工具可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处形成凹槽，其改善在井筒的钻井期间钻井工具的稳定性。此外，如图4A的表401和图5的表501中说明，切割元件集合[(1，4，7)(2，5，8)(3，6，9)]可经等级一到四力平衡。
在不脱离本公开的范围的情况下可对图10A到10J做出修改、添加或省略。举例来说，切割元件可以如图4和5中描述的不同配置布设，和/或任一给定切割元件集合中的第一切割元件可安置于次要叶片上。另外，切割元件集合可在叶片上重复，使得切割元件布设于井下钻井工具的所有区中(例如，如图2B中说明的锥体区、鼻部区、肩部区和量规区)。
图11A说明根据本公开的一些实施方案的包括具有下方暴露的切割元件的多个层的井下钻井工具的钻头面型面的示意图，所述多个层使用多级力平衡技术布设于所述井下钻井工具的若干区中。如所说明，井下钻井工具的不同区中根据多级力平衡技术布设的切割元件的若干组可形成钻头面型面1100。举例来说，切割元件128c可位于钻井工具的相应锥体区中，且可划分为若干组切割元件1102、1104和1106。在所说明实施方案中，在锥体区中，组1104中的切割元件128c可相对于组1102和1106中的切割元件128c下方暴露(δ)，使得组1102和1106中的切割元件128c形成基底型面1116且组1104中的切割元件128c形成基底型面1118。由于锥体区中的下方暴露切割元件，在钻井操作期间在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处接近于井下钻井工具的锥体区可形成凹槽以增强井下钻井工具的稳定性。另外，基底型面1116和1118中的切割元件128c的邻近组可形成力平衡切割元件组。
切割元件128n可位于钻井工具的相应鼻部区中，且可划分为若干组切割元件1108和1110。在所说明实施方案中，在鼻部区中，组1110中的切割元件128n可相对于组1108中的切割元件128n下方暴露(δ)，使得组1108中的切割元件128n形成基底型面1116且组1110中的切割元件128c形成基底型面1118。在其它实施方案中，鼻部区内的组1110中的切割元件128n和组1108中的切割元件128n之间的下方暴露的量可小于或大于锥体区中的组1104中的切割元件128c和组1102和1106中的切割元件128c之间的下方暴露的量，使得组1110中的切割元件128n可形成另一基底型面。由于鼻部区中的下方暴露切割元件，在钻井操作期间在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的末端处接近于井下钻井工具的鼻部区可形成凹槽以增强井下钻井工具的稳定性。另外，基底型面1116和1118中的切割元件128n的邻近组可形成力平衡切割元件组。
切割元件128g可位于钻井工具的相应量规区中，且可划分为若干组切割元件1112和1114。如所说明，量规区中的切割元件可使用一个基线来布设，使得在钻井操作期间在井筒的末端处接近量规区不形成凹槽。虽然未明确图示，但切割元件128s可在肩部区的若干组中布设，且一些组可相对于其它组下方暴露。在一些实施方案中，肩部区中的切割元件的下方暴露的量可与锥体区和鼻部区中的任一者中的下方暴露的量大约相同。在其它实施方案中，肩部区中的切割元件的下方暴露的量可大于或小于锥体区和鼻部区中的任一者中的下方暴露的量，使得切割元件128s可形成另一基底型面。
图11B说明根据本公开的一些实施方案的显示使用包括下方暴露的切割元件的力平衡井下钻井工具钻制井筒的模拟的结果的透视图的图形用户界面。所述模拟可通过由哈里伯顿能源服务公司(得克萨斯州，休斯敦)设计和制造的IBitSTM设计软件来执行。
如所说明，图1和图2A到2B中说明的钻头101的切割元件128c可在井筒(例如，如图1中说明的井筒114)的井下末端处形成凹槽1122。另外，钻头101的切割元件128c可在井筒的井下末端处形成凹槽1124。这些凹槽增强在钻井操作期间井下钻井工具的稳定性。另外，根据多级力平衡技术设计的井下钻井工具更有效地从地层移除材料。
图12A和12B说明根据本公开的一些实施方案的用于设计旋转钻头和其它井下钻井工具以在不均匀的井下钻井条件期间基本上减少或消除不需要的钻头不平衡力的方法的流程图。方法1200的步骤可由经配置以模拟和设计钻井系统、设备和装置的各种计算机程序、模型或其任一组合执行。所述程序和模型可包括指令，所述指令存储于计算机可读媒体上且可操作以当被执行时实行下文描述的一个或多个步骤。所述计算机可读媒体可包括经配置以存储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、压缩光盘、快闪存储器或任何其它合适装置。所述程序和模型可经配置以引导处理器或其它合适处理装置以从计算机可读媒体检索和执行指令。用以模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型共同地可称为“钻井工程设计工具”或“工程设计工具”。
方法1200可通过将例如旋转钻头101等井下钻井工具的各种特性和钻井条件(例如附录A中包括的特性和钻井条件)输入到执行工程设计工具的通用计算机或专用计算机中而开始于步骤1202。除了计算机可读媒体和处理装置外，计算机可进一步包括存储器和通信端口以用于与外部装置和各种输入和输出(I/O)装置通信，例如键盘、鼠标和/或视频显示器。在步骤1204，也可将与井下钻井工具的切割元件(例如，钻头101的切割元件128)相关的各种设计参数(例如，附录A中包括的钻井工具设计参数)输入到通用计算机或专用计算机中。
在步骤1206，工程设计工具可确定与用于井下钻井工具的钻头面型面或切割面型面相关联的特定参数。举例来说，所述参数可包括(但不限于)鼻部点的位置、第二叶片距相关联旋转轴线的开始半径、主要叶片的位置、主要叶片和次要叶片相对于彼此的角位置，以及用于基于复合钻头面型面或复合切割面型面的鼻部点而在相关联叶片的外部部分上安装切割元件的初始布局。在一些实施方案中，用于安装切割元件的初始布局的确定可包括确定某些切割元件组是否将以单集合或轨道集合配置布设，如图8A到8J和图9A到9J中描述。在其它实施方案中，用于安装切割元件的初始布局的确定可包括确定不同层中的切割元件之间的下方暴露的量，如图10A到10J中描述。在一些实施方案中，切割元件之间的下方暴露可在大约0.01英寸与大约0.15英寸之间。
在步骤1208处，工程设计工具可选择如图4A和4B的表401以及图5的表501中所示的叶片组算法。另外，所述工程设计工具可进一步确定如表401和501中所示的切割元件集合以用于多级力平衡，且界定用于选择相对于相关联鼻部片段安装切割元件的位置的叶片次序。在步骤1210，工程设计工具可基于初始复合钻头面型面和初始叶片设计而确定从鼻部点开始的用于内部切割元件的布局位置。在步骤1212，工程设计工具可使用以组k0(初始组)开始的预定义切割元件组选择用于额外切割元件组的布局位置。工程设计工具可在步骤1214进一步布设额外切割元件组(k0+1)，且在步骤1216将重叠规则应用于所述一组中的每一切割元件且计算每一切割元件的位置。对于单集合切割元件组，钻头面型面上的相邻切割元件或切割元件组的切割表面之间的重叠量可小于大约100％。在其它实施方案中，相邻单集合切割元件的相应切割表面之间的重叠可在大约30％与大约90％之间。对于轨道集合切割元件组，相邻切割元件或切割元件组的切割表面之间的重叠量可为大约100％。
在步骤1218，工程设计工具可确定切割元件是否先前安装于叶片上。如果切割元件先前已安装，那么工程设计工具可评估正考虑的切割元件(切割元件K)与先前安装于叶片上的切割元件之间的重叠。在步骤1220，工程设计工具可比较正安装的切割元件与先前安装的切割元件之间的重叠或间隙，且确定所述重叠是否满足井下钻井工具的设计准则。如果所述重叠不满足设计准则，那么方法返回到步骤1216。如果所述重叠确实满足设计准则，那么工程设计工具确定每一切割元件群组中的最后切割元件是否接近于相关联量规垫上的相关联最后量规切割位置而定位。如果每一切割元件组中的最后切割元件未接近于最后量规切割位置而定位，那么方法返回到步骤1214。
如果每一组中的最后切割元件接近于最后量规切割位置而定位，那么工程设计工具可在步骤1224使用以组Ki开始的预定义切割元件组布设内部切割元件。在步骤1226，工程设计工具可继续布设内部切割元件(例如，ki+1)直到每一内部切割元件组中的切割元件已安置于相关联叶片的外部部分上。在一些实施方案中，内部切割元件可在接近于鼻部点而开始且接近于钻头旋转轴线而结束的方向上布设。在步骤1228，工程设计工具可将重叠规则应用于内部组中的每一切割元件，且计算相关联叶片上的每一切割元件位置。如果叶片上没有足够空间可用于安装所需的切割元件，那么工程设计工具可相对于相关联钻头旋转轴线旋转移动到下一叶片。
在步骤1230，工程设计工具可确定切割元件是否先前安装于叶片上。如果切割元件先前已安装，那么工程设计工具可计算正添加的切割元件与先前安装的切割元件之间的重叠。在步骤1232，工程设计工具可确定叶片上正添加的切割元件与先前切割元件之间的重叠。如果所述重叠不满足设计准则，那么方法返回到步骤1228。如果所述重叠满足设计准则，那么工程设计工具可在步骤1234确定正考虑的切割元件组中的最后切割元件的边缘是否接近于钻头旋转轴线而定位。如果切割元件组中的最后切割元件未接近于钻头旋转轴线而定位，那么方法返回到步骤1226。
如果切割元件组中的最后切割元件接近钻头旋转轴线而定位，那么工程设计工具可在步骤1236产生安置于所有叶片的外部部分上的切割元件的三维(3-D)可视化。在一些实施方案中，3-D可视化可在计算机的视频显示器上显示。在步骤1238，工程设计工具可进行钻井模拟以估计由相关联复合钻头面型面上的每一切割元件组、每一相邻切割元件组、每一切割元件集合和每一三或四相邻切割元件组以及所有切割元件产生的不平衡力。可将不平衡力评估为随着钻井距离而变。另外，工程设计工具可使用模拟来以例如磨损曲线和金刚石曲线等其它准则评估井下钻井性能。在一些实施方案中，可根据如关于图13描述的方法1300执行钻井模拟。
在步骤1240，工程设计工具可确定井下钻井工具是否满足所需的设计要求。在一些实施方案中，如果与N(N＝3或N＝4)个连续相邻切割元件相关联的不平衡力的量值小于与N个连续切割元件中的每一切割元件相关联的最大不平衡力，那么使用多级力平衡技术设计的井下钻井工具可满足设计要求。在其它实施方案中，如果包括钻头侧向力、钻头轴向力和钻头轴向力矩的相关联钻头力受限，那么使用多级力平衡技术设计的井下钻井工具可满足设计需要。举例来说，可至少部分地基于使用多级力平衡技术的模拟来设计井下钻井工具以限制：
(a)最大瞬时侧向不平衡力小于相关联瞬时轴向力的大约8％(且经常优选地小于大约6％)；
(b)当所有切割器与大体均匀的井下地层接合时，侧向不平衡力小于钻头实际力的大约4％；
(c)最大瞬时径向侧向不平衡力小于相关联瞬时轴向力的大约6％(优选地小于大约4％)；
(d)当所有切割器与大体均匀的井下地层接合时，径向侧向不平衡力小于相关联钻头轴向力的大约2.5％；
(e)最大瞬时拖动侧向不平衡力小于相关联瞬时轴向力的大约6％(且经常优选地小于大约4％)；
(f)当所有切割器与大体均匀的井下地层接合时，拖动侧向不平衡力小于相关联钻头轴向力的大约2.5％；
(g)最大轴向移动小于相关联瞬时扭矩的大约15％；以及
(h)当所有切割器与大体均匀的井下地层接合时，轴向力矩小于相关联钻头扭矩的大约4％。如果井下钻井工具不满足设计要求，那么方法可返回到步骤1204。如果井下钻井工具满足设计要求，那么方法可结束且在步骤1202、1204和1206中输入的设计数据可用以制造相关联井下钻井工具。
在不脱离本公开的范围的情况下可对方法1200做出修改、添加或省略。举例来说，可以与所描述方式不同的方式执行步骤的次序，且可同时执行一些步骤。另外，在不脱离本公开的范围的情况下每一个别步骤可包括额外步骤。
图13说明根据本公开的一些实施方案的可用以至少部分地基于多级力平衡设计旋转钻头和其它井下钻井工具以基本上减少和/或消除作用于旋转钻头和其它井下钻井工具上的不平衡力的实施例技术或程序的流程图。方法1300的步骤可由经配置以模拟和设计钻井系统、设备和装置的各种计算机程序、模型或其任一组合执行。所述程序和模型可包括指令，所述指令存储于计算机可读媒体上且可操作以当被执行时实行下文描述的一个或多个步骤。所述计算机可读媒体可包括经配置以存储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、压缩光盘、快闪存储器或任何其它合适装置。所述程序和模型可经配置以引导处理器或其它合适处理装置以从计算机可读媒体检索和执行指令。用以模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型共同地可称为“钻井工程设计工具”或“工程设计工具”。
方法1300可通过将例如钻头101等井下钻井工具的各种特性(例如附录A中包括的特性)输入到执行工程设计工具的通用计算机或专用计算机中而开始于步骤1302。除了计算机可读媒体和处理装置外，计算机可进一步包括存储器和通信端口以用于与外部装置和各种输入和输出(I/O)装置通信，例如键盘、鼠标和/或视频显示器。
在步骤1304，可将各种井下钻井条件(例如，附录A中包括的条件)输入到计算机中。在步骤1306，使用工程设计工具的钻井模拟可以固定切割器钻头或其它井下钻井工具的一个或多个切割器与井筒的井下末端处的第一井下地层的大体平坦表面之间的初始接合开始。钻井条件的标准集合可包括每分钟一百二十(120)转(RPM)、钻进速度(ROP)、每小时三十(30)英尺、第一地层强度5,000psi和第二地层强度18,000psi。
可在每一切割元件与第一井下地层之间的初始接触期间评估作用于安置于钻头101或其它井下钻井工具上的切割元件128上的相应力。可相对于旋转钻头或其它井下钻井工具进入第一井下地层的钻进深度来评估作用于每一切割元件上的相应力。随后可在步骤1310随着钻井深度而变计算作用于相关联旋转钻头或其它井下钻井工具上的所得力。例如附录A中列出的那些各种计算机模型和计算机程序可用以评估和计算作用于每一切割元件128上的力。
钻井模拟可继续到对应于形成穿过第一井下地层且进入第二井下地层的井筒的步骤1312。随后可在步骤1314评估作用于与第一井下地层接合的每一切割元件上的相应力以及作用于与第二井下地层接合的每一切割元件上的相应力。随后可在步骤1316中随着钻井深度而变评估作用于固定切割器旋转钻头或其它井下钻井工具上的所得力。在步骤1318，随着钻井深度而变可显示作用于固定切割器旋转钻头或其它井下钻井工具上的所得力。
如果在步骤1320，作用于固定切割器旋转钻头或其它井下钻井工具上的所得力满足对于多级力平衡钻井工具的设计要求，那么模拟可停止。随后可使用井下钻井工具特性来设计和制造钻头101或其它井下钻井工具。
如果在步骤1320，作用于钻头101或其它井下钻井工具上的所得力不满足对于多级力平衡钻井工具的设计要求，那么模拟可前进到步骤1322，且可修改至少一个井下钻井工具特性。举例来说，可修改一个或多个切割元件的位置、定向和/或大小。可修改安置于井下钻井工具的外部部分上的一个或多个叶片的配置、尺寸和/或定向。
模拟可随后返回到步骤1302，且可重复方法1300。如果在步骤1320处，基于经修改井下钻井工具特性的模拟是令人满意的，那么模拟可停止。如果在步骤1320未满足对于多级力平衡钻井工具的条件，那么可在步骤1322对至少一个井下钻井工具特性做出进一步修改，且模拟继续在步骤1302处开始且方法1300重复直到在步骤1120处满足对于多级力平衡井下钻井工具的条件。
在不脱离本公开的范围的情况下可对方法1300做出修改、添加或省略。举例来说，可以与所描述方式不同的方式执行步骤的次序，且可同时执行一些步骤。另外，在不脱离本公开的范围的情况下每一个别步骤可包括额外步骤。
虽然已经详细描述本公开及其优点，但应了解，在不脱离由所附权利要求书界定的本公开的精神和范围的情况下可在其中做出各种改变、替换和更改。举例来说，切割元件组和切割元件集合中的切割元件可遵循井下钻井工具相对于相关联钻头旋转轴线的旋转方向在螺旋方向上或在与所述旋转方向相反的螺旋方向上布设。另外，切割元件可从靠近钻头旋转轴线的点布设且径向向外延伸。此外，切割元件可从靠近井下钻井工具的鼻部点的点在径向向外延伸的方向上或在径向向内延伸的方向上布设。
附录A
附录A(续)
附录A(续)
用以评估切割器力和钻头不平衡力的计算机模型的实施例
1.Glowka D.A.，‘Use of Single-Cutter Data in the Analysis of PDC BitDesigns：Part 1-Development of a PDC Cutting Force Model，”SPE Journal ofPetroleum Technology，41(1989)pp.797-849.
2.Behr S.M.，Warren T.M.，Sinor L.A.，Brett，J.F，“3D PDC Bit ModelPredicts Higher Cutter Loads，SPE Drilling&Completion，”No.4，Vol.8，March1993.
3.Clayton R.，Chen S.and Lefort G.，“New Bit Design，Cutter TechnologyExtend PDC Applications to Hard Rock Drilling，”SPE/IADC 91840，February 2005
4.Chen S.，Arfele R.，Glass K.，“Modeling of the Effects of CuttingStructure，Impact Arrestor，and Gage Geometry on PDC Bit Steerability，”paperAADE-07-NTCE-10presented at 2007AADE Technical Conference held in Houston，TX，April10-12，2007.
5.Chen S.，Collins G.J.，Thomas M.B.，“Reexamination of PDC Bit Walk inDirectional and Horizontal Wells，”IADC/SPE 112641，March 2008.

Claims (28)

1.一种经设计以形成井筒的井下钻井工具，其包括：
钻头主体；
所述钻头主体的外部部分上的第一多个叶片；
所述第一多个叶片的外部部分上的第一组轨道集合切割元件；
所述钻头主体的外部部分上的第二多个叶片；
所述第二多个叶片的外部部分上的第二组轨道集合切割元件，所述第一和第二多个叶片以及所述第一组和第二组轨道集合切割元件彼此协作以形成复合钻头面型面；以及
所述复合钻头面型面上的每一相应组至少三个相邻切割元件，所述至少三个相邻切割元件相对于彼此力平衡，并且包括至少一个来自所述第一组轨道集合切割元件中的切割元件和至少一个来自所述第二组轨道集合切割元件中的切割元件；
其中所述第二组轨道集合切割元件相对于所述第一组轨道集合切割元件下方暴露，在钻头型面上形成阶梯型面，从而在钻井操作期间在所述井筒的底部或末端处形成凹槽并增强钻头的稳定性。
2.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中：
所述第一组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个相对于彼此力平衡；且
所述第二组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个相对于彼此力平衡。
3.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中所述第一组轨道集合切割元件和所述第二组轨道集合切割元件相对于彼此力平衡。
4.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中所述第一和第二组轨道集合切割元件中的所有切割元件相对于彼此力平衡。
5.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中：
所述第一多个叶片包括主要叶片；且
所述第二多个叶片包括次要叶片。
6.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中用于每一组至少三个相邻切割元件的所述钻头面型面上的相应切割表面重叠30％与100％之间。
7.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中如果与所述至少三个连续相邻切割元件相关联的钻头不平衡力的量值小于与相应组相邻切割元件中的每一切割元件相关联的最大钻头不平衡力，那么每一组至少三个相邻切割元件力平衡。
8.如权利要求1所述的井下钻井工具，其中每一相应组相邻切割元件包括三个或四个相邻切割元件。
9.一种经设计以形成井筒的井下钻井工具，其包括：
钻头主体；
所述钻头主体的外部部分上的第一多个叶片；
所述第一多个叶片的外部部分上的一组单集合切割元件；
所述钻头主体的外部部分上的第二多个叶片；
所述第二多个叶片的外部部分上的一组轨道集合切割元件，所述第一和第二多个叶片、所述一组单集合切割元件以及所述一组轨道集合切割元件彼此协作以形成复合钻头面型面；以及
所述复合钻头面型面上的每一相应组至少三个相邻切割元件，所述至少三个相邻切割元件相对于彼此力平衡，并且包括至少一个来自所述一组单集合切割元件中的切割元件和至少一个来自所述一组轨道集合切割元件中的切割元件；
其中所述一组轨道集合切割元件相对于所述一组单集合切割元件下方暴露，在钻头型面上形成阶梯型面，从而在钻井操作期间在所述井筒的底部或末端处形成凹槽并增强钻头的稳定性。
10.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中：
所述一组单集合切割元件中的切割元件中的每一个相对于彼此力平衡；且
所述一组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个相对于彼此力平衡。
11.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件相对于彼此力平衡。
12.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件中的所有切割元件相对于彼此力平衡。
13.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中：
所述第一多个叶片包括主要叶片；且
所述第二多个叶片包括次要叶片。
14.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中用于每一组至少三个相邻切割元件的所述钻头面型面上的相应切割表面重叠30％与100％之间。
15.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中如果与所述至少三个连续相邻切割元件相关联的钻头不平衡力的量值小于与相应组相邻切割元件中的每一切割元件相关联的最大钻头不平衡力，那么每一组至少三个相邻切割元件力平衡。
16.如权利要求9所述的井下钻井工具，其中每一相应组相邻切割元件包括三个或四个相邻切割元件。
17.一种设计用于钻制井筒的多级力平衡井下钻井工具的方法，其包括：
基于作用于第一组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个上的平衡力来选择用于在井下钻井工具的第一多个叶片的外部部分上安装所述第一组轨道集合切割元件的位置；
基于作用于第二组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个上的平衡力来选择用于在所述井下钻井工具的第二多个叶片的外部部分上安装所述第二组轨道集合切割元件的位置；
使所述第一和第二多个叶片以及所述第一和第二组轨道集合切割元件突出到复合钻头面型面上；
在钻制井筒的同时模拟作用于所述第一和第二组轨道集合切割元件中的所有切割元件上的力；以及
评估作用于所述复合钻头面型面上的每一相应组至少三个相邻切割元件上的不平衡力，每一相应组至少三个相邻切割元件包括至少一个来自所述第一组轨道集合切割元件中的切割元件和至少一个来自所述第二组轨道集合切割元件中的切割元件；
所述第二组轨道集合切割元件相对于所述第一组轨道集合切割元件下方暴露，在钻头型面上形成阶梯型面，从而在钻井操作期间在所述井筒的底部或末端处形成凹槽并增强钻头的稳定性。
18.如权利要求17所述的方法，其还包括评估作用于所述第一和第二组轨道集合切割元件上的不平衡力。
19.如权利要求17所述的方法，其还包括评估作用于所述第一和第二组轨道集合切割元件中的所有切割元件上的不平衡力。
20.如权利要求17所述的方法，其中如果与所述至少三个连续相邻切割元件相关联的钻头不平衡力的量值小于与相应组相邻切割元件中的每一切割元件相关联的最大钻头不平衡力，那么每一组至少三个相邻切割元件力平衡。
21.如权利要求17所述的方法，其中每一相应组相邻切割元件包括三个或四个相邻切割元件。
22.根据权利要求17所述的方法，其还包括：
确定用于安装所述第一和第二组轨道集合切割元件的所述位置是否满足所述井下钻井工具的设计准则；以及
如果所述位置不满足所述设计准则，基于作用于所述井下钻井工具上的所模拟的不平衡力来修改用于安装所述切割元件中的至少一个的所述位置。
23.一种设计用于钻制井筒的多级力平衡井下钻井工具的方法，其包括：
基于作用于一组单集合切割元件中的切割元件中的每一个上的平衡力来选择用于在井下钻井工具的第一多个叶片的外部部分上安装所述一组单集合切割元件的位置；
基于作用于一组轨道集合切割元件中的切割元件中的每一个上的平衡力来选择用于在所述井下钻井工具的第二多个叶片的外部部分上安装所述一组轨道集合切割元件的位置；
使所述第一和第二多个叶片、所述一组单集合切割元件以及所述一组轨道集合切割元件突出到复合钻头面型面上；
在钻制井筒的同时模拟作用于所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件中的所有切割元件上的力；以及
评估作用于所述复合钻头面型面上的每一相应组至少三个相邻切割元件上的不平衡力，每一相应组至少三个相邻切割元件包括至少一个来自所述一组单集合切割元件中的切割元件和至少一个来自所述一组轨道集合切割元件中的切割元件；
所述一组轨道集合切割元件相对于所述一组单集合切割元件下方暴露，在钻头型面上形成阶梯型面，从而在钻井操作期间在所述井筒的底部或末端处形成凹槽并增强钻头的稳定性。
24.如权利要求23所述的方法，其还包括评估作用于所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件上的不平衡力。
25.如权利要求23所述的方法，其还包括评估作用于所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件中的所有切割元件上的不平衡力。
26.如权利要求23所述的方法，其中如果与所述至少三个连续相邻切割元件相关联的钻头不平衡力的量值小于与相应组相邻切割元件中的每一切割元件相关联的最大钻头不平衡力，那么每一组至少三个相邻切割元件力平衡。
27.如权利要求23所述的方法，其中每一相应组相邻切割元件包括三个或四个相邻切割元件。
28.根据权利要求23所述的方法，其还包括：
确定用于安装所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件的所述位置是否满足所述井下钻井工具的设计准则；以及
如果所述位置不满足所述设计准则，基于作用于所述井下钻井工具上的所述模拟不平衡力来修改用于安装所述一组单集合切割元件和所述一组轨道集合切割元件中的所述切割元件中的至少一个的所述位置。
CN201380080826.7A 2013-12-26 2013-12-26 包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具 Expired - Fee Related CN105723045B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2013/077742 WO2015099717A1 (en) 2013-12-26 2013-12-26 Multilevel force balanced downhole drilling tools including cutting elements in a track-set configuration

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105723045A CN105723045A (zh) 2016-06-29
CN105723045B true CN105723045B (zh) 2019-10-11

Family

ID=53479383

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380080826.7A Expired - Fee Related CN105723045B (zh) 2013-12-26 2013-12-26 包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10329846B2 (zh)
CN (1) CN105723045B (zh)
CA (1) CA2931408C (zh)
GB (1) GB2536821B (zh)
WO (1) WO2015099717A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107420027B (zh) * 2017-05-11 2023-07-21 能诚集团有限公司 一种冲击锤
GB2578381A (en) * 2017-07-25 2020-05-06 Halliburton Energy Services Inc Fixed-cutter drill bits with track-set primary cutters and backup cutters

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6123161A (en) * 1997-06-14 2000-09-26 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4815342A (en) 1987-12-15 1989-03-28 Amoco Corporation Method for modeling and building drill bits
US4932484A (en) 1989-04-10 1990-06-12 Amoco Corporation Whirl resistant bit
US5265685A (en) 1991-12-30 1993-11-30 Dresser Industries, Inc. Drill bit with improved insert cutter pattern
US5595252A (en) 1994-07-28 1997-01-21 Flowdril Corporation Fixed-cutter drill bit assembly and method
US5551522A (en) 1994-10-12 1996-09-03 Smith International, Inc. Drill bit having stability enhancing cutting structure
US5607024A (en) 1995-03-07 1997-03-04 Smith International, Inc. Stability enhanced drill bit and cutting structure having zones of varying wear resistance
US5607025A (en) 1995-06-05 1997-03-04 Smith International, Inc. Drill bit and cutting structure having enhanced placement and sizing of cutters for improved bit stabilization
GB2361496B (en) 1997-06-14 2002-02-20 Camco Internat Improvements in or relating to rotary drill bits
US8437995B2 (en) * 1998-08-31 2013-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Drill bit and design method for optimizing distribution of individual cutter forces, torque, work, or power
US6386302B1 (en) 1999-09-09 2002-05-14 Smith International, Inc. Polycrystaline diamond compact insert reaming tool
US6879947B1 (en) 1999-11-03 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method for optimizing the bit design for a well bore
US7251590B2 (en) 2000-03-13 2007-07-31 Smith International, Inc. Dynamic vibrational control
US7693695B2 (en) 2000-03-13 2010-04-06 Smith International, Inc. Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits
US9482055B2 (en) 2000-10-11 2016-11-01 Smith International, Inc. Methods for modeling, designing, and optimizing the performance of drilling tool assemblies
US6612384B1 (en) 2000-06-08 2003-09-02 Smith International, Inc. Cutting structure for roller cone drill bits
US6695073B2 (en) 2001-03-26 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Rock drill bits, methods, and systems with transition-optimized torque distribution
US8185365B2 (en) 2003-03-26 2012-05-22 Smith International, Inc. Radial force distributions in rock bits
US20050015230A1 (en) 2003-07-15 2005-01-20 Prabhakaran Centala Axial stability in rock bits
US7798257B2 (en) 2004-04-30 2010-09-21 Smith International, Inc. Shaped cutter surface
US20060167668A1 (en) 2005-01-24 2006-07-27 Smith International, Inc. PDC drill bit with cutter design optimized with dynamic centerline analysis and having dynamic center line trajectory
US20060162968A1 (en) 2005-01-24 2006-07-27 Smith International, Inc. PDC drill bit using optimized side rake distribution that minimized vibration and deviation
US7455125B2 (en) 2005-02-22 2008-11-25 Baker Hughes Incorporated Drilling tool equipped with improved cutting element layout to reduce cutter damage through formation changes, methods of design and operation thereof
US7726415B1 (en) 2005-04-07 2010-06-01 Ots International, Inc. Fixed cutter drill bit
EP1957750A1 (en) 2005-11-08 2008-08-20 Baker Hughes Incorporated Methods for optimizing efficiency and durability of rotary drag bits and rotary drag bits designed for optimal efficiency and durability
US7896106B2 (en) * 2006-12-07 2011-03-01 Baker Hughes Incorporated Rotary drag bits having a pilot cutter configuraton and method to pre-fracture subterranean formations therewith
CN101622421A (zh) 2007-01-25 2010-01-06 贝克休斯公司 旋转刮刀钻头
US8839888B2 (en) * 2010-04-23 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements
US7703557B2 (en) * 2007-06-11 2010-04-27 Smith International, Inc. Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades
US9016407B2 (en) 2007-12-07 2015-04-28 Smith International, Inc. Drill bit cutting structure and methods to maximize depth-of-cut for weight on bit applied
WO2009146078A1 (en) 2008-04-01 2009-12-03 Smith International, Inc. Fixed cutter bit with backup cutter elements on secondary blades
CA2745812C (en) * 2008-12-11 2019-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Multilevel force balanced downhole drilling tools and methods
US8327956B2 (en) 2008-12-19 2012-12-11 Varel International, Ind., L.P. Multi-set PDC drill bit and method
US8047307B2 (en) 2008-12-19 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles
US9644428B2 (en) * 2009-01-09 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Drill bit with a hybrid cutter profile
GB2481351B (en) 2009-04-16 2014-01-01 Smith International Fixed cutter bit directional drilling applications
CN103827435B (zh) 2011-02-10 2016-08-10 史密斯运输股份有限公司 用于固定齿钻头的切削结构和其它井下切削工具
US10036207B2 (en) * 2012-05-30 2018-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary drill bit and method for designing a rotary drill bit for directional and horizontal drilling

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6123161A (en) * 1997-06-14 2000-09-26 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits

Also Published As

Publication number Publication date
CA2931408C (en) 2019-11-26
US20160376846A1 (en) 2016-12-29
US10329846B2 (en) 2019-06-25
GB2536821B (en) 2018-04-18
GB2536821A (en) 2016-09-28
CA2931408A1 (en) 2015-07-02
CN105723045A (zh) 2016-06-29
WO2015099717A1 (en) 2015-07-02
GB201608131D0 (en) 2016-06-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9811630B2 (en) Multilevel force balanced downhole drilling tools and methods
US9506294B2 (en) System and method of constant depth of cut control of drilling tools
US9864821B2 (en) PDC bits with cutters laid out in both spiral directions of bit rotation
CN106661926B (zh) 井下钻井工具与岩层之间的相互作用的基于形状建模
CN104428483A (zh) 旋转钻头和设计用于定向和水平钻探的旋转钻头的方法
US10214966B2 (en) Rotary drill bits with back-up cutting elements to optimize bit life
WO2014012038A2 (en) Improving drill bit stability using track-set depth of cut control elements
US20180023372A1 (en) Methods of designing and forming earth-boring tools using a plurality of depth of cut values
CA2966845C (en) Core bit designed to control and reduce the cutting forces acting on a core of rock
CN107075914A (zh) 对地层与具有磨平处的井下钻井工具之间的相互作用建模
CN105723045B (zh) 包括呈轨道集合配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具
CA2948308C (en) Methods and drill bit designs for preventing the substrate of a cutting element from contacting a formation
CN105723046B (zh) 包括呈阶梯型面配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具
US10781642B2 (en) Rotary drill bit including multi-layer cutting elements

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20191011

Termination date: 20201226

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee