CN105793514A - 包括多层切削元件的旋转钻头 - Google Patents

包括多层切削元件的旋转钻头 Download PDF

Info

Publication number
CN105793514A
CN105793514A CN201380080165.8A CN201380080165A CN105793514A CN 105793514 A CN105793514 A CN 105793514A CN 201380080165 A CN201380080165 A CN 201380080165A CN 105793514 A CN105793514 A CN 105793514A
Authority
CN
China
Prior art keywords
cutting element
depth
drilling
drill bit
layer
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.)
Granted
Application number
CN201380080165.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105793514B (zh
Inventor
陈世林
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 CN105793514A publication Critical patent/CN105793514A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105793514B publication Critical patent/CN105793514B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • E21B10/46—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
    • 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
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • 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
    • E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
    • 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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • 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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)

Abstract

公开一种被设计用于钻包括多个地层的井筒的多层井下钻井工具。所述钻井工具包括钻头体和多个主刀片和副刀片，所述主刀片和所述副刀片在所述钻头体的外部分上具有各自前表面。所述钻井工具进一步包括分别位于所述主刀片和所述副刀片的所述前表面上的多个第一层切削元件和第二层切削元件。每个第二层切削元件相对于所述对应第一层切削元件下方暴露。所述下方暴露量根据每个第二层切削元件选择，其具有大于第一钻井距离的实际切削深度的初始临界切削深度和在目标钻井深度下等于零的临界切削深度。

Description

包括多层切削元件的旋转钻头
技术领域
本公开大致涉及井下钻井工具，且更具体地涉及旋转钻头和用于设计具有多层切削元件的旋转钻头的方法。
发明背景
各种类型的井下钻井工具包括但不限于旋转钻头、扩孔钻、取芯钻头和已被用于在相关井下地层中形成井筒的其它井下工具。这些旋转钻头的实例包括但不限于固定切削刃钻头、刮刀钻头、聚晶金刚石复合片(PDC)钻头和与形成延伸穿过一个或更多个井下地层的油气井相关的胎体钻头。诸如PDC钻头的固定切削刃钻头可包括多个刀片，其各包括多个切削元件。
在典型的钻井应用中，PDC钻头可用于钻透各种层或多种类型的地质层，具有比非PDC钻头长的钻头寿命。典型地层可大致在地层的上部分中(例如，较小钻井深度)具有相对较低压缩强度且在地层的下部分中(例如，较大钻井深度)具有相对较高压缩强度。因此，通常在越大的深度下钻井变得越难。此外，钻头上的切削元件可能随着钻井深度增大而经历更大磨损。
附图简述
通过参考结合其中相同的参考数字指示相同的特征的附图进行的下文描述，可获得本公开和其特征以及其优点的更全面理解，且其中：
图1图示根据本公开的一些实施方案的钻井系统的示例性实施方案的正视图；
图2图示根据本公开的一些实施方案的以通常用于对固定切削刃钻头进行建模或设计的方式向上定向的旋转钻头的等距视图；
图3图示根据本公开的一些实施方案的从用钻头钻井筒收集而来的运行信息的报告；
图4A图示依据如根据本公开的一些实施方案估计的钻井深度的实际平均钻速(ROP)和每分钟转数(RPM)的曲线图；
图4B图示依据如根据本公开的一些实施方案估计的钻井深度的实际平均切削深度的曲线图；
图5图示根据本公开的一些实施方案的依据钻井深度的第一层切削元件磨损深度、第二层切削元件临界切削深度和实际切削深度的曲线图；
图6A图示根据本公开的一些实施方案的可针对其确定临界切削深度控制曲线(CDCCC)的包括第一层切削元件和第二层切削元件的钻头的钻头刃面的示意图；
图6B图示根据本公开的一些实施方案的图6A的钻头的钻头刃面轮廓的示意图；
图7A图示根据本公开的一些实施方案的用于确定和产生CDCCC的示例性方法的流程图；
图7B图示根据本公开的一些实施方案的其中依据图6A的钻头的钻头半径绘制临界切削深度的CDCCC的曲线图；
图8A至图8I图示根据本公开的一些实施方案的具有第二层切削元件的示例性放置的钻头的钻头刃面的示意图；
图9图示根据本公开的一些实施方案的其中依据其中第二层切削元件具有不同下方暴露的钻头的钻头半径绘制临界切削深度的CDCCC的曲线图；
图10图示根据本公开的一些实施方案的用于调整钻头上的第二层切削元件的下方暴露以接近目标临界切削深度的示例性方法的流程图；和
图11图示根据本公开的一些实施方案的用于执行具有第二层切削元件的先前存在的钻头的设计更新或构造具有第二层切削元件的新钻头的示例性方法的流程图。
具体实施方式
通过参考图1至图11最佳了解本公开的实施方案和其优点，其中相同数字用于指示相同和对应零件。
图1图示根据本公开的一些实施方案的钻井系统的示例性实施方案的正视图。钻井系统100被构造来根据本公开的一些实施方案提供钻井至一个或更多个地质层中。钻井系统100可包括井表面，有时被称作“井场”106。各种类型的钻井设备(诸如转盘、泥浆泵和泥浆罐(未明确示出))可位于井表面或井场106处。例如，井场106可包括钻机102，所述钻机102可具有与“地面钻机”相关的各种特性和特征。但是，并入本公开的教示的井下钻井工具可令人满意地与位于海上平台、钻井船、半潜式平台和钻井驳船(未明确示出)上的钻井设备一起使用。
钻井系统100可包括与钻头101相关的钻柱103，其可用于形成多种井筒或钻孔，诸如大致垂直井筒114a或大致水平井筒114b，如图1中所示。各种定向钻井技术和钻柱103的井底组件(BHA)120的相关部件可用于形成大致水平井筒114b。例如，可在开始位置113附近将侧向力施加至钻头101以形成从大致垂直井筒114a延伸的大致水平井筒114b。术语“定向钻井”可用于描述钻按相对垂直方向的一个或多个期望角度延伸的井筒或井筒的部分。这些角度可大于与垂直井筒相关的正常变动。定向钻井也可被描述为钻偏离垂直方向的井筒。术语“水平钻井”可用于包括在与垂直方向相差大约九十度(90°)的方向上钻井。
BHA120可由被构造来形成井筒114的多种部件形成。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、旋转转向工具、定向钻井工具、井下钻井电机、用于钻柱的重量、扭矩、弯度和弯曲方向测量的钻井参数传感器和其它振动和旋转相关传感器、扩孔器(诸如扩孔钻、管下扩眼器或扩眼器)、稳定器、含井筒勘察设备的随钻测量(MWD)部件、用于测量地层参数的随钻测井(LWD)传感器、用于通信的短跳长距遥测系统和/或任何其它适当井下设备。包括在BHA120中的部件(诸如钻铤)的数量和部件122的不同类型可依据预期井下钻井条件和将通过钻柱103和旋转钻头101形成的井筒的类型。BHA120也可包括各种类型的测井工具(未明确示出)和与井筒的定向钻井相关的其它井下工具。这些测井工具和/或定向钻井工具的实例可包括但不限于声、中子、伽马射线、密度、光电、核子磁共振、旋转转向工具和/或任何其它可购得的井工具。
可至少部分通过从井表面106延伸至所选井下位置的套管柱110界定井筒114。不包括套管柱110的如图1中所示的井筒114的部分可被描述为“开孔”。此外，衬管段(未明确示出)可能存在并且可与相邻套管或衬管段连接。衬管段(未明确示出)可能未延伸至井场106。衬管段可相对于先前衬管或套管定位为邻近井底或井下。衬管段可延伸至井筒114的末端。可将各种类型的钻井流体从井表面106泵送穿过钻柱103至附接的钻头101。这些钻井流体可被导向以从钻柱103流动至包括在旋转钻头101中的各自喷嘴(图2中图示的项目156)。钻井流体可穿过至少部分由钻柱103的外径112和井筒114的内径118界定的环空108循环回至井表面106。内径118可被称作井筒114的“侧壁”或“孔壁”。环空108也可由钻柱103的外径112和套管柱110的内径111界定。开孔环空116可被定义为侧壁118和外径112。
钻井系统100也可包括旋转钻头(“钻头”)101。如图2中进一步详细讨论的钻头101可包括一个或更多个刀片126，所述刀片126可从钻头101的旋转钻头体124的外部分向外安置。旋转钻头体124可具有大致圆柱形主体且刀片126可为从旋转钻头体124向外延伸的任何适当类型的突部。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104旋转。刀片126可包括一个或更多个切削元件128，其从各刀片126的外部分向外安置。刀片126可包括一个或更多个切削深度控制器(未明确示出)，其被构造来控制切削元件128的切削深度。刀片126可进一步包括安置在刀片126上的一个或更多个保径垫(未明确示出)。钻头101可根据本公开的教示设计以及形成，并且可具有根据钻头101的特定应用的许多不同设计、构造和/或尺寸。
钻井系统100可包括钻头上的一个或更多个第二层切削元件，所述第二层切削元件被构造来在特定钻井深度下和/或在第一层切削元件经历充分磨损时切削至地质层中。因此，可存在多层切削元件，其在多个钻井深度下与地层啮合。第一层切削元件和第二层切削元件在钻头的刀片上的放置和构造可被变动来使不同层可在具体钻井深度下啮合。例如，构造考虑可包括第二层切削元件相对于第一层切削元件的下方暴露和刀片放置和/或将钻井地层的特性。切削元件可配置为刀片上的多层，使得当切削深度大于指定值和/或当第一层切削元件被充分磨损时，第二层切削元件可啮合地层。在一些实施方案中，钻井工具可具有按单个设定或轨迹设定构造配置在刀片上。第二层切削元件可配置在相对于第一层切削元件轨迹设定且下方暴露的不同刀片上。在一些实施方案中，对于第二层切削元件的每个，下方暴露量可能大致相同。在其它实施方案中，对于第二层切削元件的每个，下方暴露量可能变动
图2图示根据本公开的一些实施方案的以通常用于对固定切削刃钻头进行建模或设计的方式向上定向的旋转钻头101的等距视图。钻头101可为各种类型的固定切削刃钻头的任意者，包括PDC钻头、刮刀钻头、胎体钻头和/或可操作以形成延伸穿过一个或更多个井下地层的井筒114的钢体钻头。钻头101可根据本公开的教示设计以及形成，并且可具有根据钻头101的特定应用的许多不同设计、构造和/或尺寸。
钻头101可包括一个或更多个刀片126(例如，刀片126a至126g)，其可从钻头101的旋转钻头体124的外部分向外安置。旋转钻头体124可为大致圆柱形且刀片126可为从旋转钻头体124向外延伸的任何适当类型的突部。例如，刀片126的一部分可直接或间接耦合至钻头体124的外部分，而刀片126的另一部分可背离钻头体124的外部分突出。根据本公开的教示形成的刀片126可具有多种构造，包括但不限于大体上弓形、螺旋、螺旋形、锥形、会聚、发散、对称和/或不对称。
在一些实施方案中，刀片126可具有大体上弓形构造、大体上螺旋构造、螺旋形构造或令人满意地与每个井下钻井工具一起使用的任何其它构造。一个或更多个刀片126可具有从钻头101的近端旋转轴104延伸的大体上弓形构造。弓形构造可至少部分由从近端钻头旋转轴104延伸的大致凹形、内凹形部分定义。弓形构造也可至少部分由大致凸形、向外弯曲部分定义，所述大致凸形、向外弯曲部分被安置在凹形、内凹部分与每个刀片的大致与旋转钻头的外径对应的外部分之间。
每个刀片126可包括邻近或朝向钻头旋转轴104安置的第一末端和邻近或朝向钻头101的外部分安置的第二末端(例如，大致背离钻头旋转轴104且朝向钻头101的井口部分安置)。术语“井口”和“井下”可用于描述钻井系统100的各种部件相对于图1中所示的井筒114的底部或末端的位置。例如，被描述为相对于第二部件位于井口的第一部件可比第二部件距离井筒114的末端更远。类似地，被描述为相对于第二部件位于井下的第一部件可定位为比第二部件更靠近井筒114的末端。
刀片126a至126g可包括绕钻头旋转轴安置的主刀片。例如，在图2中，刀片126a、126c和126e可为主刀片或主要刀片，因为刀片126a、126c和126e的每个的各自第一末端141可紧邻钻头101的钻头旋转轴104安置。在一些实施方案中，刀片126a至126g也可包括安置在主刀片之间的至少一个副刀片。在图示的实施方案中，在图2中示于钻头101上的刀片126b、126d、126f和126g可为副刀片或小刀片，因为各自第一末端141可安置在钻头101的井下末端151上，与相关钻头旋转轴104相距一定距离。主刀片和副刀片的数量和位置可变动，使得钻头101包括更多或更少主刀片和副刀片。刀片126可相对于彼此和钻头旋转轴104对称或不对称安置，其中刀片126的位置可基于钻井环境的井下钻井条件。在一些情况下，刀片126和钻头101可在由方向箭头105定义的方向上绕旋转轴104旋转。
每个刀片可具有在钻头101的旋转方向上被安置在刀片的一侧上的前(或正面)表面(或面)130和在背离钻头101的旋转方向被安置在刀片的相对侧上的后(或背面)表面(或面)132。刀片126可沿着钻头体124定位，使得它们具有相对于旋转轴104的螺旋形构造。在其它实施方案中，刀片126可按相对于彼此和钻头旋转轴104的大致平行构造沿着钻头体124定位。
刀片126可包括一个或更多个切削元件128，其从各刀片126的外部分向外安置。例如，切削元件128的一部分可直接或间接耦合至刀片126的外部分，而切削元件128的另一部分可背离刀片126的外部分突出。举例而言且非限制，切削元件128可为令人满意地与多种钻头101一起使用的各种类型的切割器、切割机、按钮、插入件和保径切割器。
切削元件128可为被构造来切削至地层中的任何适当装置，包括但不限于主切削元件、备用切削元件、副切削元件或其任何组合。主切削元件可被描述为第一层切削元件或第二层切削元件。第一层切削元件可被安置在主刀片(例如刀片126a、126c和126e)的前表面130上。第二层切削元件可被安置在副刀片(例如刀片126b、126d、126f和126g)的前表面130上。
切削元件128可包括各自衬底，其中一层硬质切削材料安置在每个各自衬底的一个末端上。切削元件128的硬质层可提供切削表面，所述切削表面可啮合井下地层的相邻部分以形成井筒114。切削表面与地层的接触可形成与切削元件128的每个相关的切削区。位于切削区内的切削表面的边缘可被称作切削元件128的切削边缘。
切削元件128的每个衬底可具有各种构造并且可由碳化钨或与形成旋转钻头的切削元件相关的其它适当材料形成。碳化钨可包括但不限于碳化单钨(WC)、碳化二钨(W2C)、粗晶碳化钨和硬质或烧结碳化钨。衬底也可使用其它硬质材料形成，其可包括各种金属合金和接合剂，诸如金属硼化物、金属碳化物、金属氧化物和金属氮化物。对于一些应用，硬质切削层可由大体上与衬底相同的材料形成。在其它应用中，硬质切削层可由与衬底不同的材料形成。用于形成硬质切削层的材料的实例可包括多晶金刚石材料，包括合成多晶金刚石。
在一些实施方案中，刀片126也可包括一个或更多个切削深度控制器(DOCC)(未明确示出)，其被构造来控制切削元件128的切削深度。DOCC可包括冲击吸收器、备用或第二层切削元件和/或改性金刚石强化(MDR)。刀片126的外部分、切削元件128和DOCC(未明确示出)可形成钻头刃面的部分。
刀片126可进一步包括安置在刀片126上的一个或更多个保径垫(未明确示出)。保径垫可为安置在刀片126的外部分上的保径器、保径段或保径部分。保径垫可接触通过钻头101形成的井筒114的相邻部分。刀片126的外部分和/或相关的保径垫可相对于大致垂直井筒114a的相邻部分安置成多种角度，正、负和/或平行的。保径垫可包括一层或多层堆焊材料。
钻头101的井口端150可包括具有形成其上的钻管螺纹155的柄152。螺纹155可用于将钻头101与BHA120可释放地啮合，由此钻头101可相对于钻头旋转轴104旋转。钻头101的井下端151可包括多个刀片126a至126g，其具有安置其间的各自排屑槽或流体流径140。此外，钻井流体可被连通至一个或更多个喷嘴156。
钻头操作可按依据钻井深度的每转切削深度表达。每转切削深度或“切削深度”可通过钻速(ROP)和每分钟转数(RPM)确定。ROP可表示在钻头101旋转时移除的地层量并且可以ft/hr为单位。此外，RPM可表示钻头101的转速。例如，用于钻地层的钻头101可按大约120RPM旋转。实际切削深度(Δ)可表示在钻头101的旋转期间切削元件切削至地层中的深度的量度。因此，实际切削深度可使用下列等式依据实际ROP和RPM表达：
Δ＝ROP/(5*RPM)。
实际切削深度可具有in/rev的单位。
变动地层强度的多个地层可使用根据本公开的一些实施方案构造的钻头钻井。随着钻井深度增大，地层强度可同样地增大。例如，第一地层可从地面延伸至大约2,200英尺的钻井深度并且可具有大约5,000磅/平方英寸(psi)的岩石强度。此外，第二地层可从大约2,200英尺的钻井深度延伸至大约4,800英尺的钻井深度并且可具有大约25,000psi的岩石强度。作为另一个实例，第三地层可从大约4,800英尺的钻井深度延伸至大约7,000英尺的钻井深度并且可具有超过大约20,000psi的岩石强度。第四地层可从大约7,000英尺延伸至大约8,000英尺并且可具有大约30,000psi的岩石强度。此外，第五地层可延伸超出大约8,000英尺并且具有大约10,000psi的岩石强度。
随着钻井深度增大，地层强度或岩石强度可增大或减小，且因此地层可能变得更难钻或可能变得更容易钻。例如，包括七个刀片的钻头可非常高效地钻穿第一地层，但可能期望包括九个刀片的钻头钻穿第二地层和第三地层。
相应地，当钻头101钻进地层中时，第一层切削元件可开始随着钻井深度增加而磨损。例如，在小于大约5,500英尺的钻井深度下，第一层切削元件可具有大约0.04英寸的磨损深度。在介于大约5,500英尺与8,500英尺的钻井深度下，第一层切削元件可具有大约0.15英寸的更大磨损深度。当第一层切削元件磨损时，钻头的ROP可能减小，因此导致较不高效的钻井。相同地，钻头101的实际切削深度也可能减小。因此，当第一层切削元件经历足够量的磨损时开始切削至地层中的第二层切削元件可改进钻头101的效率并且可导致具有更长使用寿命的钻头101。
相应地，为了延长钻头寿命，可能期望(1)第二层切削元件在钻头101到达特定钻井深度前不切削至地层中；(2)第二层切削元件在特定钻井深度下开始切削至地层中；(3)第二层切削元件高效切削地层；和(4)大致所有第二层切削元件大体上同时切削至地层中。因此，为了最大化钻井效率和钻头寿命而优化的钻头101可包括：
(a)第一层切削元件，其从地面切削至地层中至第一钻井深度(DA)；
(b)第二层切削元件，其在DA下开始切削至地层中；
(c)第二层切削元件，其基于地层性质高效地切削；和
(d)第二层切削元件，其大体上同时切削。
钻头设计的改进可以钻头在钻进具有类似地层和类似操作参数的探边井中时的实际性能开始。图3图示根据本公开的一些实施方案的从用钻头钻井筒(例如，如图1中图示的井筒114)收集的运行信息300的报告。钻头运行信息可包括但不限于岩石强度、RPM、ROP、钻压(WOB)、钻头扭矩(TOB)和机械比能(MSE)。运行信息可按每英尺钻井测量。
在本实例中，示为曲线310的岩石强度在钻井期间保持大体上恒定。钻头的RPM(其是钻柱的RPM和井下电机的RPM的和)(示为曲线320)和ROP(示为曲线330)在大约4,800英尺的钻井深度下减小。此外，MSE可使用运行信息计算。MSE可为钻头101的钻井效率的量度。在图示的实施方案中，MSE在钻井大约4,800英寸后增大，其可指示钻头的钻井效率可能在超过大约4,800英尺的深度下减小。因此，钻井至大约4,800英尺可被描述为高效钻井350。MSE此外在大约5,800英尺处再次增大。在大约4,800英尺与5,800英尺之间钻井可被描述为效率钻井360，且在超过大约5,800英尺的深度下钻井可被描述为低效钻井370。MSE可指示钻井效率的进一步下降。图3中所示的数据可从油气钻探行业中的各种工具获得，诸如由哈里伯顿能源服务公司(德克萨斯州休斯顿)设计并且制造的SPARTATM分析工具。
使用图3中图示的所收集运行信息，指定钻井段的平均ROP和平均RPM可依据钻井距离绘制。相应地，图4A图示依据如根据本公开的一些实施方案估计的钻井深度的实际平均ROP和实际平均RPM的曲线图400。例如，从钻井起始点至大约3,800英尺的钻井深度，实际平均ROP(曲线410)可为大约150ft/hr。对应平均RPM(曲线420)在本段地层中可为大约155。在大约3,800英尺的钻井深度下，实际平均ROP(曲线410)可减小至大约120ft/hr，而平均RPM(曲线420)保持大致恒定至大约5,800英尺的钻井深度，其中它可能开始减小。随后，随着钻井深度继续增大，实际平均ROP(曲线410)可继续减小。
类似地，图4B图示依据如根据本公开的一些实施方案估计的钻井深度的实际平均切削深度的曲线图430。依据钻井深度的实际切削深度可通过曲线440示出。例如，从钻井起始点至大约3,800英尺的钻井深度，实际平均切削深度(曲线440)可为大约0.19in/rev。在大约3,800英尺的钻井深度下，实际平均切削深度(曲线440)可减小至大约0.15in/rev。在大约7,500英尺的钻井深度下，随着钻井深度增大，实际平均切削深度(曲线440)可开始进一步减小。
图5图示根据本公开的一些实施方案的依据钻井深度的示例性钻头的第一层切削元件磨损深度、第二切削元件临界切削深度和实际切削深度的示例性曲线图500。临界切削深度是在钻头101的每次旋转期间第二层切削元件切削至地层中的深度的量度。实际切削深度是在钻头101的每次旋转期间第一层切削元件切削至地层中的实际深度的量度。随着第一层切削元件变得磨损(且实际切削深度减小)，第二层切削元件临界切削深度可减小，使得第二层切削元件在特定钻井距离处啮合地层。基于如图3中图示收集的运行信息300，可绘制切削元件的实际磨损并且接着可估计平均磨损线。依据钻井深度的切削元件磨损可被示为曲线510。根据本公开的一些实施方案，可通过利用切削元件磨损模型(诸如使用由哈里伯顿能源服务公司(德克萨斯州休斯顿)设计和制造的SPARTATM分析工具产生的模型)从钻井信息预测切削元件磨损。切削元件磨损模型可用于确定任何钻头(包括钻头101)的切削元件磨损。一个这种模型可基于通过钻头101完成的累积功：
磨损(％)＝(累积功/钻头最大功)a*100％
其中
累积功＝f(钻井深度)；及
a＝磨损指数，且介于大约0.5与5.0之间。
使用上述模型，可在井下钻井期间估计和利用依据钻头的钻井深度的切削元件磨损。一旦从模型获得磨损特性，可确定第一层切削元件可被磨损至第二层切削元件开始切削至地层(DA)中的点的钻井深度。例如，如在图5中的切削元件磨损曲线510中图示，在钻井至大约5,000英尺的深度后，第一层切削元件可具有大约0.04英寸的切削元件磨损深度。图5中的切削元件磨损曲线510可依据PDC层的材料性质和钻头操作参数。如下文参考图6A至图7图示，切削元件磨损曲线510可在优化第二层切削元件的布局中发挥作用。
依据钻井深度的第二层切削元件临界切削深度可通过曲线520示出，且依据钻井深度的实际切削深度可通过曲线530示出。在不存在第一层切削元件的情况下的第二层临界切削深度可通过曲线540示出。第二层切削深度和实际切削深度的比较可识别第二层切削元件何时可啮合地层。例如，第二层切削元件可具有初始临界切削深度(曲线520)，其可大于实际切削深度(曲线530)。在特定钻井距离DA处，第二层切削元件临界切削深度(曲线520)可与实际切削深度(曲线530)相交。在目标钻井深度下，第二层切削元件临界切削深度(曲线520)可等于大约零。实际切削深度(曲线530)可根据图4A和图4B基于现场测量产生。
在一些实施方案中，第二层切削元件可能下方暴露达任何适当量，使得第一层切削元件从地面切削至地层中至第一钻井深度(DA)，且当第一层切削元件变为磨损时，第二层切削元件在DA下开始切削至地层中。图5的分析指示在大约5,000英尺的钻井深度DA下或当实际切削深度大约等于第二层临界切削深度时，第二层切削元件可开始切削至地层中。
因此，为了确保第二层切削元件在特定钻井深度DA之前不切削至地层中，第二层切削元件的下方暴露可被设定来提供比实际切削深度大的第二层切削元件的临界切削深度。此外，可基于第一层切削元件磨损深度获得依据钻井距离的第二层切削元件的临界切削深度。第二层切削元件的下方暴露可接近特定钻井距离处的第一层切削元件磨损深度。
相应地，确定第一层切削元件在第二层切削元件啮合地层之前经历的磨损量可能是有用的。为了确定第二层切削元件何时可开始切削至地层中，可确定具有第二层切削元件的PDC钻头的临界切削深度曲线(CDCCC)。图6A图示根据本公开的一些实施方案的可针对其确定CDCCC的包括第一层切削元件628和第二层切削元件638的钻头601的钻头刃面的示意图。图6B图示根据本公开的一些实施方案的图6A的钻头601的钻头刃面轮廓的示意图。为了提供参照系，图6B包括可表示钻头601的旋转轴的z轴。相应地，对应于图6B的z轴的坐标或位置可参考图6B中描绘的钻头刃面轮廓的轴向坐标或轴向位置。图6B也包括钻头601的径向轴(R)，其指示与旋转轴的正交距离。
此外，可通过图6A的xy平面的x坐标和y坐标描述沿着图6A中所示的钻头601的钻头刃面的位置。图6A的xy平面可大体上垂直于图6B的z轴，使得图6A的xy平面可大体上垂直于钻头601的旋转轴。此外，图6A的x轴和y轴可在图6B的z轴处彼此相交，使得x轴和y轴可在钻头601的旋转轴处彼此相交。
从钻头601的旋转轴至图6A的钻头刃面的xy平面中的点的距离可指示图6B中描绘的钻头刃面轮廓上的点的径向坐标或径向位置。例如，在xy平面中具有x坐标x和y坐标y的点的径向坐标r可通过下列等式表达：
r = x 2 + y 2 .
此外，(图6A的)xy平面中的点可具有角坐标，其可为从钻头601的旋转轴正交延伸至所述点的线与x轴之间的角度。例如，在(图6B的)xy平面上具有x坐标x和y坐标y的点的角坐标(θ)可通过下列等式表达：
θ＝arctan(y/x)。
作为进一步实例，如图6A中图示，与第一层切削元件628a的切削边缘相关的小切点630a(在下文进一步详细描述)可具有xy平面中的x坐标(X630a)和y坐标(Y630a)。X630a和Y630a可用于计算小切点630a的径向坐标(RF)(例如，RF可等于X630a的平方加上Y630a的平方的平方根)。RF可相应地指示小切点630a与钻头601的旋转轴的正交距离。
此外，小切点630a可具有角坐标(θ630a)，其可为x轴与从钻头601的旋转轴正交延伸至小切点630a的线之间的角度(例如，θ630a可能等于arctan(X630a/Y630a))。此外，如图6B中描绘，小切点630a可具有轴向坐标(Z630a)，其可表示沿着钻头601的旋转轴的小切点630a的位置。
所引述的坐标和坐标系仅用于说明目的，且任何其它适当坐标系或构造可用于提供沿着与图6A和图6B相关的钻头的钻头刃面轮廓和钻头刃面的点的参照系，而不脱离本公开的范围。此外，可使用任何合适单位。例如，角位置可按度数或弧度表达。
返回图6A，钻头601可包括多个刀片626，其可包括切削元件628和638。例如，图6A描绘八刀片钻头601，其中刀片626可编号为1至8。但是，钻头601可包括比图6A中所示更多或更少的刀片。切削元件628和638可被指定为第一层切削元件628或第二层切削元件638。每个切削元件628或638可用末尾符号(例如a至h)指代，其对应于上方定位特定切削元件的刀片(例如1至8)。例如，第一层切削元件628a可定位在刀片1上。作为另一个实例，第二层切削元件638b可定位在刀片2上。第二层切削元件638可用于在第一层切削元件628变得磨损时延长钻头601的寿命。第二层切削元件638可被放置为与第一层切削元件628的径向刈幅重叠。换句话说，第二层切削元件638可定位在与相关的第一层切削元件628相同的径向位置处(例如，第二层切削元件638可相对于第一层切削元件628设定轨迹)。轨迹设定的切削元件具有径向对应性，使得它们处于相对于钻头旋转轴104的相同径向位置处。此外，在钻头601的一些设计中，第二层切削元件638可能未被构造为与第一层切削元件628的旋转路径重叠。单个设定的切削元件可各具有相对于钻头旋转轴104的唯一径向位置。图6A图示轨迹设定构造的实例，其中第一层切削元件628a和第二层切削元件638b位于与旋转轴104相距相同径向距离。
钻头601的临界切削深度可为第二层切削元件638b开始切削至地层中的点。相应地，可针对沿着钻头601的径向位置确定钻头601的临界切削深度。例如，钻头601可包括径向坐标RF，其可在控制点P640b处与第二层切削元件638b的切削边缘相交。相同地，径向坐标RF可在小切点630a处与第一层切削元件628a的切削边缘相交。
可确定小切点630a的角坐标(θ630a)和控制点P640b的角坐标(θP640b)。可确定由控制点P640b相对于小切点630a提供的临界切削深度。由控制点P640b提供的临界切削深度可基于控制点P640b相对于小切点630a的下方暴露(图6B中描绘的δ640b)和控制点P640b相对于小切点630a的角坐标。
例如，可使用在图6A中描绘的小切点630a和控制点P640b的角坐标(分别是θ630a和θP640b)确定第二层切削元件638b在控制点P640b处可能开始切削地层的切削深度。此外，Δ630a可能基于控制点P640b的轴向坐标(ZP640b)相对于小切点630a的轴向坐标(Z630a)的轴向下方暴露(δ640b)，如图6B中描绘。在一些实施方案中，Δ630a可使用下列等式确定：
Δ630a＝δ640b*360/(360-(θP640b-θ630a))；和
δ640b＝Z630a-ZP640b。
在上述等式的第一个中，θP640b和θ630a可用度数表达，且“360”可表示绕钻头601的刃面的完整旋转。因此，在θP640b和θ630a用弧度表达的实例中，上述等式的第一个中的数字“360”可改变为“2π”。此外，在上述等式中，“(θP640b和θ630a)”的所得角度(Δθ)可被定义为始终为正的。因此，如果所得角度Δθ是负的，那么可通过将Δθ加上360度(或2π弧度)来使Δθ变正。类似等式可用于确定在控制点P640b处第二层切削元件638a可能开始取代第一层切削元件628a切削地层的切削深度(Δ630a)。
由控制点P640b提供的临界切削深度(ΔP640b)可基于沿着RF的额外小切点(未明确示出)。例如，由控制点P640b提供的临界切削深度(ΔP640b)可基于Δ630a、Δ630c、Δ630e,和Δ630g的最大值并且可通过下列等式表达：
ΔP640b＝max[Δ630a，Δ630c，Δ630e，Δ630g]。
类似地，可类似地确定在径向坐标RF处由额外控制点(未明确示出)提供的临界切削深度。例如，径向坐标RF处的钻头601的总临界切削深度(ΔRF)可基于ΔP640b、ΔP640d、ΔP640f和ΔP640h的最小值，并且可通过下列等式表达：
ΔRF＝min[ΔP640b，ΔP640d，ΔP640f，ΔP640h]。
相应地，径向坐标RF处的钻头601的临界切削深度(ΔRF)可基于第一层切削元件628和第二层切削元件638与RF相交的点确定。虽然本文中未明确示出，但是将了解径向坐标RF处钻头601的总临界切削深度(ΔRF)也可能受控制点P626i影响(图6A和图6B中未明确示出)，所述控制点P626i可能与被构造来控制径向坐标RF处钻头601的切削深度的刀片626相关。在这些实例中，可确定由每个控制点P626i提供的临界切削深度(ΔP626i)。每个控制点P626i的每个临界切削深度ΔP626i可与临界切削深度ΔP626i包括在一起用于确定RF处的最小临界切削深度以计算径向位置RF处的总临界切削深度ΔRF。
为了确定钻头601的CDCCC，从钻头601的中心至钻头601的边缘任意处的一系列径向位置Rf处的总临界切削深度(ΔRf)可被确定来产生曲线，其表示依据钻头601的半径的临界切削深度。在图示的实施方案中，第二层切削元件638b可定位在被定义为位于第一径向坐标RA与第二径向坐标RB之间的径向刈幅608(示于图6A上)中。相应地，如上文公开，可针对在径向刈幅608内且定位在RA与RB,之间的一系列径向坐标Rf确定总临界切削深度。一旦确定足够数量的径向坐标Rf的总临界切削深度，总临界切削深度就可依据径向坐标Rf曲线化为CDCCC。
第一层切削元件628a的切削边缘可随着钻井距离逐渐磨损。因此，切削边缘的形状可改变。第二层切削元件638b的切削边缘也可随钻井距离逐渐磨损，且第二层切削元件638b的形状也可改变。因此，小切点630a与控制点P640b之间的下方暴露δ640b和角度(θP640b-θ630a)可改变。因此，钻头的临界切削深度可依据第一层切削元件和第二层切削元件的磨损。在各钻井深度下，在切削元件的磨损已知的情况下可估计钻头的临界切削深度。
可对图6A和图6B进行修改、添加或省略而不脱离本公开的范围。例如，如上所述，刀片626、切削元件628和638、DOCC(未明确示出)或其任何组合可影响一个或更多个径向坐标处的临界切削深度并且可相应地确定CDCCC。此外，CDCCC计算的上文描述可用于确定任何适当钻头的CDCCC。
图7A图示根据本公开的一些实施方案的用于确定和产生CDCCC的示例性方法700的流程图。方法700的步骤可在各指定钻井深度下执行，其中测量或估计切削齿磨损。方法700的步骤可通过被配置来模拟和设计钻井系统、设备和装置的各种计算机程序、模型或其任何组合执行。程序和模型可包括存储在计算机可读媒体上并且可操作以在被执行时执行下文描述的一个或更多个步骤的指令。计算机可读媒体可包括被配置来存储或检索程序或指令的任何系统、设备或装置，诸如硬盘驱动器、光盘、闪存或任何其它适当装置。程序和模型可被配置来指示处理器或其它适当单元来检索和执行来自计算机可读媒体的指令。共同地，用于模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型可被称作“钻井工程工具”或“工程工具”。
在图示的实施方案中，先前可能已设计钻头的切削结构，至少包括所有切削元件和DOCC的位置和定向。但是，在其它实施方案中，方法700可包括用于设计钻头的切削结构的步骤。为了说明的目的，参考图6A和图6B的钻头601描述方法700，但是，方法700可用于确定包括在任何钻井深度下具有磨损切削元件的钻头的任何适当钻头的CDCCC。
方法700可开始，且在步骤702处，工程工具可选择钻头601的径向刈幅用于分析所选径向刈幅内的临界切削深度。在一些实例中，所选径向刈幅可包括钻头601的整个刃面，且在其它实例中，所选径向刈幅可为钻头601的刃面的一部分。例如，工程工具可选择如界定在径向坐标RA与RB之间的径向刈幅608并且可包括第二层切削元件638b，如图6A和图6B中所示。
在步骤704处，工程工具可将所选径向刈幅(例如，径向刈幅608)划分为若干Nb个径向坐标(Rf)，诸如图6A和图6B中描述的径向坐标RF。例如，径向刈幅608可被划分为九个径向坐标，使得径向刈幅608的Nb可等于九。对于径向刈幅内的每个径向坐标，变量“f”可表示从1至Nb的数量。例如，“R1”可表示径向刈幅的内边缘的径向坐标。相应地，对于径向刈幅608，“R1”可大约等于RA。作为进一步实例，“RNb”可表示径向刈幅的外边缘的径向坐标。因此，对于径向刈幅608，“RNb”可大约等于RB。
在步骤706处，工程工具可选择径向坐标Rf并且可识别所选径向坐标Rf处并且与DOCC、切削元件和/或刀片相关的控制点(Pi)。例如，工程工具可选择径向坐标RF并且可识别与第二层切削元件638b相关并且定位在径向坐标RF处的控制点P640b，如上文参考图6A和图6B描述。
在步骤708处，对于在步骤706中选择的径向坐标Rf，工程工具可识别小切点(Cj)，各定位在所选径向坐标Rf处，且与切削元件的切削边缘相关。例如，工程工具可识别定位在径向坐标RF处且与第一层切削元件628a的切削边缘相关的小切点630a，如参考图6A和图6B描述和示出。
在步骤710处，工程工具可选择控制点Pi，并且可计算如由所选控制点Pi控制的每个小切点Cj的切削深度(ΔCj)。例如，工程工具可通过使用下列等式确定如由控制点P640b控制的小切点630a的切削深度(Δ630a)：
Δ630a＝δ640b*360/(360-(θP640b-θ630a))；和
δ640b＝Z630a-ZP640b。
在步骤712处，工程工具可通过确定如由所选控制点Pi(ΔCj)控制且在步骤710中计算的小切点Cj的切削深度的最大值而计算由所选控制点(ΔPi)提供的临界切削深度。这种确定可通过下列等式表达：
ΔPi＝max{ΔCj}。
例如，如上文所示，可在步骤710中选择控制点P340a并且也可在步骤710中确定如由控制点P640b控制的小切点630a、630c、630e和630g(未明确示出)的切削深度(分别是Δ630a、Δ630c、Δ630e和Δ630g)。相应地，可在步骤712处使用下列等式计算由控制点P640b提供的临界切削深度(ΔP640b)：
Δ640b＝max[Δ630a，Δ630cc，Δ630e，Δ630g]。
工程工具可针对在步骤706中识别的所有控制点Pi重复步骤710和712，以确定由定位在径向坐标Rf处的所有控制点Pi提供的临界切削深度。例如，工程工具可相对于控制点P640c、P640e和P640g(未明确示出)执行步骤710和712以确定由控制点P640c、P640e和P640g相对于图6A和图6B中所示的径向坐标RF处的小切点630a、630c、630e和630g(未明确示出)提供的临界切削深度。
在步骤714处，工程工具可计算在步骤706中选择的径向坐标Rf处的总临界切削深度(ΔRf)。工程工具可通过确定在步骤710和712中确定的控制点Pi的临界切削深度(ΔPi)的最小值而计算所选径向坐标Rf处的总临界切削深度(ΔRf)。这种确定可通过下列等式表达：
ΔRf＝min{ΔPi}。
例如，工程工具可通过使用下列等式确定图6A和图6B的径向坐标RF处的总临界切削深度：
ΔRF＝min[ΔP640b,ΔP640d,ΔP640f,ΔP640h]。
工程工具可重复步骤706至714以确定在步骤704处产生的所有径向坐标Rf处的总临界切削深度。
在步骤716处，工程工具可依据每个径向坐标Rf绘制每个径向坐标Rf的总临界切削深度(ΔRf)。相应地，可针对与径向坐标Rf相关的径向刈幅计算和绘制CDCCC。例如，工程工具可绘制位于径向刈幅608内的每个径向坐标Rf的总临界切削深度，使得可确定并且绘制刈幅608的CDCCC，如图5中描绘。在步骤716后，方法700可结束。相应地，方法700可用于计算并且绘制钻头的CDCCC。CDCCC可用于确定钻头是否提供钻头的切削深度的大体上均匀控制。因此，临界CDCCC可用于修改钻头的DOCC、第二层切削元件和/或刀片，其被配置来控制钻头的切削深度或被配置来在第一层切削元件充分磨损时切削至地层中以使钻井效率和钻头寿命最大化。
方法700可在任何指定钻井深度下重复，其中可估计或测量切削元件磨损。每个指定钻井深度下的CDCCC的最小值可表示钻头的临界切削深度。此外，可对方法700进行修改、添加或省略而不脱离本公开的范围。例如，可以与所描述的不同的方式执行步骤的顺序且一些步骤可同时执行。此外，各个别步骤可包括额外步骤而不脱离本公开的范围。
相应地，图7B图示根据本公开的一些实施方案的其中依据图6A的钻头601的钻头半径绘制临界切削深度的CDCCC的曲线图。如上所述，CDCCC可用于确定如由钻头的第二层切削元件和/或刀片提供的最小临界切削深度控制。例如，图7B图示径向坐标RA与RB之间的钻头601的CDCCC。图7B中的z轴可表示沿着钻头601的旋转轴的临界切削深度，且径向(R)轴可表示与钻头601的旋转轴相距的径向距离。例如，在第二层切削元件638b的给定下方暴露δ640b和大约0.03英寸的控制点P640b以及图6A中所示的构造(例如，当第二层切削元件638b是第一层切削元件628a前方的一个刀片626时)下，临界切削深度Δ630a是大约0.03246in/rev。
上文针对具有小切点630i的第一层切削元件628i的临界切削深度详述的等式可更一般地重写为：
Δ630i＝δ640i*360/(360-(θ640i-θ630i))；和
δ640i＝Z630-ZP640i。
如果小切点630i的角位置(θ630i)是固定的，那么临界切削深度Δ630i变为两个变量的函数：控制点P640i处的第二层切削元件的下方暴露(δ640i)和控制点P640i处的第二层切削元件的角位置(θP640i)。因此，临界切削深度Δ630i的等式可重写为：
Δ630i＝δ640i*f(θP640i)。
可通过第一层切削元件628的磨损深度确定第一变量(控制点P640i处的第二层切削元件的下方暴露(δ640i))。因此，可依据钻井深度确定第一层切削元件628的磨损深度的估计值。
此外，第二变量f(θP640i)可被重写为：
f(θP640i)＝360/(360-(θP640i-θ630i))。
此外，对于多数钻头，(θP640i-θ630i)可从大约10度至350度变动。因此，f(θP640i)可从大约1.0286至大约36变动。上述分析图示f(θP640i)可充当临界切削深度Δ630i的放大因子。因此，对于给定下方暴露δ640i，可选择角位置来满足所需临界切削深度Δ630i。
图8A至图8I图示根据本公开的一些实施方案的具有第二层切削元件838的示例性放置的钻头801的钻头刃面的示意图。为了本公开的目的，刀片826可基于刀片构造编号为1至n。例如，图8A至图8I描绘八刀片钻头801a至801i，且刀片826可编号为1至8。但是，钻头801a至801i可包括比图8A至图8I中所示的更多或更少的刀片，而不脱离本公开的范围。对于八刀片钻头，刀片1、3、5和7可能是主刀片，且2、4、6和8可能是副刀片。因此，可能存在根据本公开的一些实施方案的用于放置第二层切削元件838的四个可能刀片826。钻头801的构造的选择可基于将钻井的地层的特性和第二层切削元件的相应构造，例如下方暴露和/或刀片位置(如下文参考表1讨论)。
在图8A至图8D中，具有小切点830a的第一层切削元件828a可定位在刀片1上，且第一层切削元件828c可定位在刀片3上。切削元件828a和828c可单个设定。
图8A图示定位在钻头801a的刀片2上的第二层切削元件838b和控制点P840b，使得第二层切削元件838b可与第一层切削元件828a轨迹设定。第二层切削元件838d可定位在刀片4上，并且可与第一层切削元件828c轨迹设定。由于第二层切削元件定位在可旋转地位于相应第一层切削元件前方的刀片上，所以钻头801a可被描述为前轨迹设定。
图8B图示第二层切削元件838h和定位在钻头801b的刀片8上，使得第二层切削元件838h可与第一层切削元件828a轨迹设定的控制点P840h。第二层切削元件838b可定位在刀片2上，并且可与第一层切削元件828c轨迹设定。由于第二层切削元件定位在可旋转地位于相应第一层切削元件后方的刀片上，所以钻头801b可被描述为后轨迹设定。
图8C图示第二层切削元件838f和定位在钻头801c的刀片6上，使得第二层切削元件838f可与第一层切削元件828a轨迹设定的控制点P840f。第二层切削元件838h可定位在刀片8上，并且可与第一层切削元件828c轨迹设定。
图8D图示第二层切削元件838d和定位在钻头801d的刀片4上，使得第二层切削元件838d可与第一层切削元件828a轨迹设定的控制点P840d。第二层切削元件838f可定位在刀片6上，并且可与第一层切削元件828c轨迹设定。
在图8E中，具有小切点830a的第一层切削元件828a可定位在钻头801e的刀片1上，且第一层切削元件828c可定位在刀片3上，使得切削元件828c可与第一层切削元件828a轨迹设定。分别定位在刀片5和7上的第一层切削元件828e和828g也可被轨迹设定。定位在刀片2和4上的第二层切削元件838b和838d分别可与第一层切削元件828a和828c轨迹设定。定位在刀片6和8上的第二层切削元件838f和838h分别可与第一层切削元件828e和828g轨迹设定。第二层切削元件838b可包括控制点P840b。因而，刀片1至4上的切削元件可被轨迹设定(更具体地，前轨迹设定)且刀片5至8上的切削元件可被轨迹设定。
在图8F中，具有小切点830a的第一层切削元件828a可定位在钻头801f的刀片1上。第一层切削元件828g可定位在刀片7上，并且可与第一层切削元件828a轨迹设定。定位在刀片3和5上的第一层切削元件828c和828e分别也可被轨迹设定。定位在刀片6和8上的第二层切削元件838f和838h分别可与第一层切削元件828a和828g轨迹设定。定位在刀片2和4上的第二层切削元件838b和838d分别可与第一层切削元件828c和828e轨迹设定。第二层切削元件838h可包括控制点P840h。因而，刀片2至5上的切削元件可被轨迹设定(更具体地，后轨迹设定)且刀片1和刀片6至8上的切削元件可被轨迹设定。
图8G图示定位在钻头801g的刀片1上的具有小切点830a的第一层切削元件828a。第一层切削元件828e可定位在刀片5上，并且可与第一层切削元件828a轨迹设定。定位在刀片3和7上的第一层切削元件828c和828g分别也可被轨迹设定。定位在刀片2和6上的第二层切削元件838b和838f分别可与第一层切削元件828a和828e轨迹设定。定位在刀片4和8上的第二层切削元件838d和838h分别可与第一层切削元件828c和828g轨迹设定。第二层切削元件838b可包括控制点P840b。因而，刀片1、2、5和6上的切削元件可被轨迹设定且刀片3、4、7和8上的切削元件可被轨迹设定。
图8H图示定位在钻头801h的刀片1上的具有小切点830a的第一层切削元件828a。第一层切削元件828g可定位在刀片7上，并且可与第一层切削元件828a轨迹设定。定位在刀片3和5上的第一层切削元件828c和828e分别也可被轨迹设定。定位在刀片4和8上的第二层切削元件838d和838h可分别与第一层切削元件828a和828g轨迹设定。定位在刀片2和6上的第二层切削元件838b和838f分别可与第一层切削元件828c和828e轨迹设定。第二层切削元件838d可包括控制点P840d。因而，刀片1、4、7和8上的切削元件可被轨迹设定且刀片2、3、5、6上的切削元件可被轨迹设定。
图8I图示定位在钻头801i的刀片1上的具有小切点830a的第一层切削元件828a。第一层切削元件828e可定位在刀片5上，并且可与第一层切削元件828a轨迹设定。定位在刀片3和7上的第一层切削元件828c和828g分别也可被轨迹设定。定位在刀片2和6上的第二层切削元件838b和838f分别可被轨迹设定。定位在刀片4和8上的第二层切削元件838d和838h分别也可被轨迹设定。
对于图8A至图8I中所示的第二层切削元件838的每个角位置和给定下方暴露δ840i，可使用图7A中所示的方法700或任何其它适当方法计算临界切削深度Δ830i。此外，针对给定临界切削深度Δ830i，第二层切削元件838的下方暴露δ840i可变动，使得第二层切削元件838的每个大体上同时啮合地层。
图9图示根据本公开的一些实施方案的其中依据钻头(其中第二层切削元件具有不同下方暴露)的钻头半径绘制临界切削深度的CDCCC910的曲线图900。在图示的实施方案中，针对构造为六个第二层切削元件与对应第一层切削元件轨迹设定的的钻头产生CDCCC910。可调整第二层切削元件的每个的下方暴露，使得可实现目标临界切削深度。例如，目标临界切削深度可被指定为大约0.25in/rev。在图示的实施方案中，可从钻头旋转轴向外延伸编号为1至6的第二层切削元件838的每个的下方暴露可被调整，使得第二层切削元件1至6开始按大约0.25in/rev切削至地层中。
图10图示根据本公开的一些实施方案的用于调整第二层切削元件的下方暴露以接近目标临界切削深度的示例性方法1000的流程图。方法1000的步骤可通过被配置来模拟和设计钻井系统、设备和装置的各种计算机程序、模型或其任何组合执行。程序和模型可包括存储在计算机可读媒体上并且可操作以在被执行时执行下文描述的一个或更多个步骤的指令。计算机可读媒体可包括被配置来存储或检索程序或指令的任何系统、设备或装置，诸如硬盘驱动器、光盘、闪存或任何其它适当装置。程序和模型可被配置来指示处理器或其它适当单元来检索和执行来自计算机可读媒体的指令。共同地，用于模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型可被称作“钻井工程工具”或“工程工具”。
在图示的实施方案中，先前可能已设计钻头的切削结构，至少包括所有切削元件和DOCC的位置和定向。但是，在其它实施方案中，方法1000可包括用于设计钻头的切削结构的步骤。为了说明的目的，参考图8A中图示的钻头801a描述方法1000；但是方法1000可用于确定任何适当钻头的第二层切削元件的适当下方暴露。
方法1000可开始且在步骤1004处，工程工具可确定目标临界切削深度(Δ)。目标可基于地层特性、现有钻头设计和模拟、使用图7中所示的方法700产生或从任何其它适当方法获得的CDCCC。例如，工程工具可基于地层强度确定大约0.25英寸的目标临界切削深度(Δ)。
在步骤1006处，工程工具可确定第二层切削元件的初始下方暴露(δ)。初始下方暴露可基于现有钻头设计、地层特性或任何其它适当参数产生。例如，钻头801a的初始下方暴露δ可被定义为大约0.01英寸。
在步骤1008处，工程工具可基于初始下方暴露和预定刀片构造布局第二层切削元件。例如，如图8A中图示，钻头801a可具有构造在刀片2上的第二层切削元件838b和构造在刀片1上的第一层切削元件828a。第二层切削元件可与对应第一层切削元件轨迹设定，并且下方暴露大约0.01英寸。
在步骤1010处，工程工具可基于在步骤1008处产生的初始第二层切削元件布局产生CDCCC。CDCCC可基于图7中所示的方法700或任何其它适当方法产生。
在步骤1012处，工程工具可分析每个第二层切削元件的CDCCC并且确定每个第二层切削元件的临界切削深度是否接近在步骤1004中获得的目标临界切削深度。例如，在针对第一第二层切削元件的大约0.01英寸的初始给定下方暴露下，临界切削深度可小于0.25in/rev。如果目标临界切削深度是大约0.25in/rev，那么可调整第一第二层切削元件的下方暴露。步骤1012可针对所有第二层切削元件重复。
如果所有第二层切削元件具有接近来自步骤1004的目标临界切削深度的临界切削深度，那么方法结束。如果任何第二层切削元件不具有接近来自步骤1004的目标临界切削深度的临界切削深度，那么方法继续至步骤1014。
在步骤1014处，工程工具可调整不具有接近在步骤1004中获得的目标临界切削深度的临界切削深度的任何第二层切削元件的下方暴露。程序接着返回至步骤1008，直至第二层切削元件的每个实现接近在步骤1014中获得的目标临界切削深度的临界切削深度。例如，每个第二层切削元件1至6的下方暴露可被调整以接近0.25英寸的目标临界深度。
可对方法1400进行修改、添加或省略而不脱离本公开的范围。例如，可以与所描述的不同的方式执行步骤的顺序且一些步骤可同时执行。此外，各个别步骤可包括额外步骤而不脱离本公开的范围。
表1图示针对图8A至图8I中图示的每个钻头801构造执行的模拟的示例性下方暴露。表1中的值基于等于大约0.25in/rev的给定临界切削深度。多个第二层切削元件的每个的下方暴露针对图8A至图8I中所示的每个钻头801a至801i构造变动。以英寸为单位的下方暴露从最小值排序至最大值，并且计算平均下方暴露。
例如，图8A中所示的钻头801a(其中第二层切削元件定位在可旋转地位于对应第一层切削元件前方的刀片上)的平均下方暴露可为大约0.1426英寸。作为另一个实例，图8B中所示的钻头801b(其中第二层切削元件定位在可旋转地位于对应第一层切削元件后方的刀片上)的平均下方暴露可为大约0.0410英寸。相应地，每个第二层切削元件的下方暴露可被调整以实现第二层切削元件可能开始切削至地层中的临界切削深度。在其它实施方案中，第二层切削元件可能下方暴露达任何适当量，使得第一层切削元件从起始点切削至地层中至第一钻井深度(DA)；第二层切削元件在DA下开始部分切削至地层中；和第二层切削元件高效地切削，如参考图5讨论。
在一些应用中，多个钻头可用于钻具有多种类型地层的井筒。例如，具有四个刀片的钻头可用于向下钻进第一地层中至特定深度。四刀片钻头可按大约120RPM和大约120ft/hr的ROP钻井。当四刀片钻头到达第二地层时，切削元件可能被磨损至大约0.025英寸的深度。具有八个刀片的不同钻头可用于钻进第二地层中。为了最小化从四刀片改变为八刀片钻头的需要，具有八刀片的钻头可被设计来钻穿第一地层和第二地层。例如，例如位于参考图8A至图8I所示的刀片1、3、5和7上的第一层切削元件可被设计来切削至第一地层和第二地层中。例如，位于刀片2、4、6和8上的第二层切削元件可被设计为不接触第一地层且在钻头到达第二地层时开始切削。例如，第二层切削元件可被设计来在大约120RPM和大约120ft/hr的ROP的钻井条件下不切削。因此，第二层切削元件可具有大约0.20in/rev(120ft/hr/(5*120RPM))的CDOC(Δ)。此外，第二层切削元件可具有大于大约0.025英寸的下方暴露δ，例如第一层切削元件在接触第二地层时的磨损深度。
在一些实施方案中，可基于设计参数进行模拟以确定钻头构造，例如，图8A至图8I的钻头801a至801i，其满足钻井要求。例如，可利用由哈里伯顿能源服务公司(德克萨斯州休斯顿)设计和制造的IBitSTM设计软件。例如，可选择如图8B中所示的后轨迹设定构造用于模拟。钻头构造的选择可基于过往模拟结果、现场结果、计算得到的参数和/或任何其它适当标准。例如，后轨迹设定钻头构造的选择可基于上文参考钻头801b的表1中所示的平均下方暴露。有关设计的参数可被输入至模拟软件中。可产生模拟布局，且确定模拟是否满足钻井要求。例如，模拟可结合大约0.20in/rev的第二层切削元件CDOC、大约120的RPM和大约120ft/hr的ROP的运行。模拟可展示第二层切削元件下方暴露δ可为大约0.025英尺至0.040英寸。因此，使用后轨迹设定构造，当第一层切削元件磨损至介于大约0.025英寸至0.040英寸之间时，第二层切削元件可开始切削地层。
作为另一个实例，相对柔软和研磨性地层可能存在。当钻井至柔软和研磨性地层中时，具有几个刀片的钻头，例如四刀片钻头可能是有效的。研磨性地层可按比非研磨性地层更大的速率磨损切削元件。因此，当四刀片钻头上的切削元件变为磨损时，钻头无法高效钻井，例如，经历较高MSE。例如，按大约120RPM和大约90ft/hr的ROP钻进地层中的切削元件在特定第一钻井深度下可具有大约0.1英寸的磨损深度。在第一钻井深度下方，可利用新的四刀片钻头。在一些实施方案中，八刀片钻头上两层切削元件的使用可改进钻头钻进柔软和研磨性地层中的效率。例如，例如位于参考图8A至图8I所示的刀片1、3、5和7上的第一层切削元件可被设计来切削至地层中。例如，位于刀片2、4、6和8上的第二层切削元件可被设计为在到达第一钻井深度前不接触地层。在所述钻井深度下，第二层切削元件可开始切削至地层中。例如，第二层切削元件可被设计为在大约120RPM和大约90ft/hr的ROP的钻井条件下不切削。因此，第二层切削元件可具有大约0.15in/rev(90ft/hr/(5*120RPM))的CDOC(Δ)。此外，第二层切削元件可具有大于大约0.1英寸的下方暴露δ，例如第一层切削元件在到达第一钻井深度时的磨损深度。
在一些实施方案中，可选择如图8A中所示的前轨迹设定构造用于模拟。钻头构造的选择可基于过往模拟结果、现场结果、计算得到的参数和/或任何其它适当标准。例如，前轨迹设定钻头构造的选择可基于上文参考钻头801a的表1中所示的平均下方暴露。有关设计的参数可被输入至模拟软件中。可产生模拟布局，且确定模拟是否满足钻井要求。例如，模拟可结合大约0.15in/rev的第二层切削元件CDOC运行。模拟可展示第二层切削元件下方暴露δ可为大约0.085英尺至0.127英寸，其中平均值为大约0.109英寸。因此，使用前轨迹设定构造，当第一层切削元件磨损至平均大约0.109英寸时，第二层切削元件可开始切削地层。
图11图示根据本公开的一些实施方案的用于执行具有第二层切削元件的先前存在的钻头的设计更新或构造具有第二层切削元件的新钻头的示例性方法1100的流程图。方法1100的步骤可通过被配置来模拟和设计钻井系统、设备和装置的各种计算机程序、模型或其任何组合执行。程序和模型可包括存储在计算机可读媒体上并且可操作以在被执行时执行下文描述的一个或更多个步骤的指令。计算机可读媒体可包括被配置来存储或检索程序或指令的任何系统、设备或装置，诸如硬盘驱动器、光盘、闪存或任何其它适当装置。程序和模型可被配置来指示处理器或其它适当单元来检索和执行来自计算机可读媒体的指令。共同地，用于模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型可被称作“钻井工程工具”或“工程工具”。
在图示的实施方案中，先前可能已设计钻头的切削结构(至少包括所有第一层切削元件的位置和定向)，且钻头运行数据可能可获得。但是，在其它实施方案中，方法1100可包括用于设计钻头的切削结构的步骤。为了说明的目的，参考先前存在的钻头描述方法1100；但是方法1100可用于确定任何适当钻头的第二层切削元件的布局。此外，方法1100可参考在构造上类似于如在图8A至图8I中所示的钻头801的所设计钻头描述。
方法1100可开始且在步骤1102处，工程工具可确定是否存在可重新设计的先前存在的钻头。如果存在先前存在的钻头，那么方法1100继续至步骤1104。如果不存在先前存在的钻头，那么方法1100继续至步骤1112。
在步骤1104处，工程工具可获得先前存在的钻头的运行信息。例如，图3图示先前存在的钻头的运行信息300。如图3中所示，运行信息300可包括RPM、ROP、MSE和岩石强度。
在步骤1106处，工程工具可产生依据先前存在的钻头的钻井深度的实际切削深度的曲线图。例如，图4B图示依据钻头的钻井深度的实际切削深度曲线。
在步骤1108处，工程工具可依据先前存在的钻头的钻井深度估计平均第一层切削元件磨损。例如，图5图示依据钻头的钻井深度的第一层切削元件磨损的估计值。
在步骤1110处，工程工具可依据先前存在的钻头的第二层切削元件的钻井深度产生所设计切削深度的曲线图。所设计切削深度可基于在步骤1106处估计的第一层切削元件磨损。例如，图5图示实际切削深度(曲线530)，其按大约0.2in/rev开始，且如图5中所示，随着第一层切削元件磨损，实际临界切削深度可相应地减小。
如上所述，如果不存在可在步骤1102处重新设计的先前存在的钻头，那么方法1100可继续至步骤1112。在步骤1112处，工程工具可基于勘探活动和/或钻井计划获得井筒的期望钻井深度Dmax。在步骤1114处，工程工具可依据钻井深度获得预期切削深度。例如，图4A可基于预期RPM和预期ROP(基于勘探活动和/或钻井计划)产生。
在步骤1116处，工程工具可接收切削元件磨损模型并且可依据钻井深度绘制切削元件磨损深度。例如，图5可表示基于通过等式产生的模型的第一层切削元件的预期磨损。
磨损(％)＝(累积功/钻头最大功)a*100％
其中
累积功＝f(钻井深度)；及
a＝磨损指数，且介于大约5.0与0.5之间。
在方法1100中的这个点，步骤1116和步骤1110继续至步骤1117。在步骤1117处，工程工具可确定第二层切削元件的预期临界切削深度。临界切削深度可基于诸如RPM和ROP的钻井参数。例如，在大约120RPM结合120ft/hr的ROP下运行的钻头的第二层切削元件的临界切削深度可为大约0.20in/rev。此外，第二层切削元件可具有初始临界切削深度，其可大于如参考图5所示的实际切削深度或预期切削深度。此外，在特定钻井距离DA处，第二层切削元件临界切削深度(曲线520)可与实际切削深度(曲线530)相交。在目标钻井深度下，第二层切削元件临界切削深度(曲线520)可等于大约零。
在步骤1118处，工程工具可确定钻头上的第一层切削元件可能被磨损以使得第二层切削元件可开始基于钻头磨损和实际或预期ROP切削地层的钻井深度。这个钻井深度可对应于钻井深度DA。
在步骤1120处，工程工具可确定钻头的第二层切削元件的下方暴露。下方暴露可大约为第一层切削元件在钻井至钻井深度DA时可能经历的磨损量。例如，图5图示依据钻井深度的第一层切削元件磨损的估计值。使用来自步骤1118的DA，工程工具可将第二层切削元件的平均下方暴露确定为钻井深度DA下第一层切削元件磨损的数量。例如，第二层切削元件的下方暴露可被确定为大于大约0.025英寸。下方暴露量可进一步基于每个第二层切削元件，其具有大于第一钻井距离的实际切削深度的初始临界切削深度和在目标钻井深度下等于零的临界切削深度。在目标切削深度下或在特定钻井距离后，第一层切削元件可能被磨损，使得至少一个第二层切削元件可切削至地层中。
在步骤1122处，工程工具可确定安置在钻头上的第二层切削元件和第一层切削元件的最佳位置。例如，基于第二层切削元件的临界切削深度和下方暴露，可从上文所示的表1选择钻头构造。作为另一个实例，工程工具可运行多个模拟来产生运行信息。基于这些模拟的结果，工程工具可确定第一层切削元件和第二层切削元件的刀片位置。
在步骤1124处，工程工具可确定第二层切削元件在钻井深度DA下是否开始切削地层。例如，工程工具可依据钻头的第二层切削元件的钻井深度产生所设计的临界切削深度。工程工具可运行在步骤1122中确定的切削元件布局的模拟来依据钻井深度曲线产生所设计的临界切削深度。例如，工程工具可确定第二层切削元件838可在大约5,000英尺的钻井深度DA下开始切削至地层中。如果第二层切削元件在钻井深度DA下未开始切削地层，那么程序1100可返回步骤1118以重新构造钻头801。如果第二层切削元件在钻井深度DA下开始切削地层，那么程序可继续至步骤1126。
基于这些结果，在步骤1126处，工程工具可调整每个第二层切削元件的下方暴露以使得每个第二层切削元件具有新钻头的相同最小切削深度。在步骤1126后，方法1100可结束。
虽然已详细描述本公开和其优点，但是应了解可在本文中进行各种改变、替换和更改，而不脱离如由所附权利要求书定义的本公开的精神和范围。例如，虽然本公开参考钻头描述刀片和切削元件的构造，但是相同原理可用于根据本公开控制任何适当钻井工具的切削深度。本公开旨在涵盖如属于随附权利要求书的范围内的这些改变和修改。

Claims (20)

1.一种被设计用于钻包括多个地层的井筒的多层井下钻井工具，其包括：
钻头体；
所述钻头体的外部分上的多个主刀片，每个主刀片包括前表面；
所述钻头体的外部分上的多个副刀片，每个副刀片包括前表面；
所述主刀片的外部分上的多个第一层切削元件，每个第一层切削元件定位在对应主刀片的所述前表面上；和
所述副刀片的外部分上的多个第二层切削元件，每个第二层切削元件定位在对应副刀片的所述前表面上，且相对于对应第一层切削元件下方暴露，所述下方暴露量根据每个第二层切削元件选择，其具有大于第一钻井距离的实际切削深度的初始临界切削深度和在目标钻井深度下等于零的临界切削深度。
2.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述下方暴露量进一步根据所述多个地层的地层性质选择。
3.根据权利要求2所述的钻井工具，其中所述地层性质是岩石强度。
4.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述下方暴露量进一步根据临界切削深度控制曲线选择。
5.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述下方暴露量根据所述第二层切削元件的位置变动。
6.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述下方暴露量进一步根据所述多个地层之一的预期性质选择。
7.根据权利要求1所述的钻井工具，其中每个第二层切削元件与所述对应第一层切削元件轨迹设定。
8.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述第一层切削元件之一与不同的第一层切削元件轨迹设定。
9.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述第二层切削元件的每个在可旋转地位于所述对应第一层切削元件前方的副刀片上。
10.根据权利要求1所述的钻井工具，其中所述第二层切削元件的每个在可旋转地位于所述对应第一层切削元件后方的副刀片上。
11.一种设计用于钻包括多个地层的井筒的多轮廓层钻头的方法，所述方法包括：
获得先前存在的钻头的钻头运行信息；
基于所述钻头运行信息产生依据钻井深度的实际切削深度；
依据所述钻井深度估计多个第一层切削元件的每个的磨损；
估计所述多个第一层切削元件被磨损以使得多个第二层切削元件的至少一个具有等于零的临界切削深度的目标钻井深度；和
基于所述目标钻井深度在多个副刀片上构造所述多个第二层切削元件，所述第二层切削元件的每个定位在所述对应副刀片的前表面上，且相对于对应第一层切削元件下方暴露，所述下方暴露量根据每个第二层切削元件选择，其具有大于第一钻井距离的所述实际切削深度的初始临界切削深度和在所述目标钻井深度下等于零的临界切削深度。
12.根据权利要求11所述的方法，其中所述下方暴露量进一步根据所述多个地层的地层性质选择。
13.根据权利要求12所述的方法，其中所述地层性质是岩石强度。
14.根据权利要求11所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括进一步根据临界切削深度控制曲线确定所述下方暴露量。
15.根据权利要求11所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括进一步根据所述第二层切削元件的所述位置变动所述下方暴露。
16.根据权利要求11所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括进一步根据所述多个地层之一的预期性质确定所述下方暴露量。
17.根据权利要求11所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括将每个第二层切削元件与所述对应第一层切削元件轨迹设定。
18.一种设计用于钻包括多个地层的井筒的多轮廓层钻头的方法，所述方法包括：
获得预期钻井深度；
基于所述预期钻井深度产生依据钻井深度的预期切削深度；
依据所述钻井深度估计多个第一层切削元件的每个的磨损；
估计所述多个第一层切削元件被磨损以使得多个第二层切削元件的至少一个具有等于零的临界切削深度的目标钻井深度；和
基于所述目标钻井深度在多个副刀片上构造所述多个第二层切削元件，所述第二层切削元件的每个定位在对应副刀片的前表面上，且相对于对应第一层切削元件下方暴露，所述下方暴露量根据每个第二层切削元件选择，其具有大于第一钻井距离的所述预期切削深度的初始临界切削深度和在所述目标钻井深度下等于零的临界切削深度。
19.根据权利要求18所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括进一步根据所述多个地层的地层性质确定所述下方暴露量。
20.根据权利要求19所述的方法，其中构造所述第二层切削元件包括进一步根据所述第二层切削元件的所述位置变动所述下方暴露。包括多层切削元件的旋转钻头。
CN201380080165.8A 2013-12-06 2013-12-06 包括多层切削元件的旋转钻头 Expired - Fee Related CN105793514B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2013/073583 WO2015084394A1 (en) 2013-12-06 2013-12-06 Rotary drill bit including multi-layer cutting elements

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105793514A true CN105793514A (zh) 2016-07-20
CN105793514B CN105793514B (zh) 2018-01-16

Family

ID=53273940

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380080165.8A Expired - Fee Related CN105793514B (zh) 2013-12-06 2013-12-06 包括多层切削元件的旋转钻头

Country Status (5)

Country Link
US (2) US10329845B2 (zh)
CN (1) CN105793514B (zh)
CA (1) CA2929078C (zh)
GB (1) GB2537250A (zh)
WO (1) WO2015084394A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106050148A (zh) * 2016-07-29 2016-10-26 成都保瑞特钻头有限公司 一种具有稳定功能的新型pdc钻头

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN2451714Y (zh) * 2000-11-16 2001-10-03 江汉石油钻头股份有限公司 一种用于石油勘探钻井的金刚石钻头
CN101611213A (zh) * 2006-12-07 2009-12-23 贝克休斯公司 具有导向切削件结构的旋转刮刀钻头以及利用所述旋转刮刀钻头使地下岩层预破碎的方法
US20100000800A1 (en) * 2007-01-31 2010-01-07 Shilin Chen Rotary Drill Bits with Protected Cutting Elements and Methods
CN102216554A (zh) * 2008-10-13 2011-10-12 贝克休斯公司 具有持续锋利边缘切削元件的钻头
US20130253836A1 (en) * 2010-11-10 2013-09-26 Shilin Chen System and method of configuring drilling tools utilizing a critical depth of cut control curve
WO2013180702A1 (en) * 2012-05-30 2013-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary drill bit and method for designing a rotary drill bit for directional and horizontal drilling

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3153458A (en) 1962-10-08 1964-10-20 Drilling & Service Inc Blade-type drill bit
US4554986A (en) 1983-07-05 1985-11-26 Reed Rock Bit Company Rotary drill bit having drag cutting elements
US4991670A (en) 1984-07-19 1991-02-12 Reed Tool Company, Ltd. Rotary drill bit for use in drilling holes in subsurface earth formations
CN1022480C (zh) 1985-07-02 1993-10-20 魏忠汉 贱金属、稀土金属仿黄金金水组合物及制备方法
US5090492A (en) 1991-02-12 1992-02-25 Dresser Industries, Inc. Drill bit with vibration stabilizers
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
US5549171A (en) 1994-08-10 1996-08-27 Smith International, Inc. Drill bit with performance-improving cutting structure
US5582261A (en) 1994-08-10 1996-12-10 Smith International, Inc. Drill bit having enhanced cutting structure and stabilizing features
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
US6089336A (en) 1995-10-10 2000-07-18 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits
US6109368A (en) 1996-03-25 2000-08-29 Dresser Industries, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
US7032689B2 (en) 1996-03-25 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation
US6408953B1 (en) 1996-03-25 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
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
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters
US6298930B1 (en) 1999-08-26 2001-10-09 Baker Hughes Incorporated Drill bits with controlled cutter loading and depth of cut
US7020597B2 (en) 2000-10-11 2006-03-28 Smith International, Inc. Methods for evaluating and improving drilling operations
CN1791732B (zh) 2003-05-21 2010-09-08 国际壳牌研究有限公司 具有下扩眼部和稳定部的钻头和钻井系统
GB2420862B (en) 2003-07-09 2007-11-28 Smith International Methods for designing fixed cutter bits and bits made using such methods
US7287604B2 (en) 2003-09-15 2007-10-30 Baker Hughes Incorporated Steerable bit assembly and methods
US7207215B2 (en) 2003-12-22 2007-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit
US7624818B2 (en) 2004-02-19 2009-12-01 Baker Hughes Incorporated Earth boring drill bits with casing component drill out capability and methods of use
US7360608B2 (en) 2004-09-09 2008-04-22 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits including at least one substantially helically extending feature and methods of operation
US20070078632A1 (en) 2005-08-05 2007-04-05 Smith International, Inc. Stress balanced cutting structure
US8141665B2 (en) 2005-12-14 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Drill bits with bearing elements for reducing exposure of cutters
US7866413B2 (en) 2006-04-14 2011-01-11 Baker Hughes Incorporated Methods for designing and fabricating earth-boring rotary drill bits having predictable walk characteristics and drill bits configured to exhibit predicted walk characteristics
US20070267227A1 (en) 2006-05-08 2007-11-22 Varel International Ind., L.P. Drill bit with staged durability, stability and rop characteristics
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
EP2118430A2 (en) 2007-01-25 2009-11-18 Baker Hughes Incorporated Rotary drag bit
US20110083840A1 (en) * 2007-03-15 2011-04-14 Greg Wiedmer Workover rig with reinforced mast
US7703557B2 (en) 2007-06-11 2010-04-27 Smith International, Inc. Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades
AU2008338627B2 (en) 2007-12-14 2014-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems to predict rotary drill bit walk and to design rotary drill bits and other downhole tools
WO2009146078A1 (en) 2008-04-01 2009-12-03 Smith International, Inc. Fixed cutter bit with backup cutter elements on secondary blades
US20100025121A1 (en) * 2008-07-30 2010-02-04 Thorsten Schwefe Earth boring drill bits with using opposed kerfing for cutters
GB2478678B (en) 2008-12-18 2014-01-22 Smith International Method of designing a bottom hole assembly and a bottom hole assembly
BRPI1008353A2 (pt) 2009-01-30 2016-02-23 Baker Hughes Inc métodos, sistemas e conjuntos de ferramentas para distribuição de peso aplicado à broca entre a broca de perfuração rotativa perfuração da terra e o dispositivo escareador
US8943663B2 (en) 2009-04-15 2015-02-03 Baker Hughes Incorporated Methods of forming and repairing cutting element pockets in earth-boring tools with depth-of-cut control features, and tools and structures formed by such methods
KR20110011797A (ko) 2009-07-29 2011-02-09 엘지전자 주식회사 이메일 보안 설정 방법 및 장치
US8985244B2 (en) * 2010-01-18 2015-03-24 Baker Hughes Incorporated Downhole tools having features for reducing balling and methods of forming such tools
CA2827116C (en) * 2011-02-10 2016-06-14 Smith International, Inc. Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools
US20120312603A1 (en) * 2011-06-09 2012-12-13 National Oilwell DHT, L.P. Optimization of drill bit cutting structure
US8650006B2 (en) 2011-08-05 2014-02-11 Baker Hughes Incorporated Methods of designing earth-boring tools using a plurality of depth of cut values and related methods of forming earth-boring tools
EP2872723A4 (en) 2012-07-13 2016-01-27 Halliburton Energy Services Inc TURNING TOOL WITH SAFETY CUTTING ELEMENTS TO OPTIMIZE THE LIFE OF THE DRILLING DIE
US20140262536A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Smith International, Inc. Downhole cutting tools having hybrid cutting structures

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN2451714Y (zh) * 2000-11-16 2001-10-03 江汉石油钻头股份有限公司 一种用于石油勘探钻井的金刚石钻头
CN101611213A (zh) * 2006-12-07 2009-12-23 贝克休斯公司 具有导向切削件结构的旋转刮刀钻头以及利用所述旋转刮刀钻头使地下岩层预破碎的方法
US20100000800A1 (en) * 2007-01-31 2010-01-07 Shilin Chen Rotary Drill Bits with Protected Cutting Elements and Methods
CN102216554A (zh) * 2008-10-13 2011-10-12 贝克休斯公司 具有持续锋利边缘切削元件的钻头
US20130253836A1 (en) * 2010-11-10 2013-09-26 Shilin Chen System and method of configuring drilling tools utilizing a critical depth of cut control curve
WO2013180702A1 (en) * 2012-05-30 2013-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary drill bit and method for designing a rotary drill bit for directional and horizontal drilling

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106050148A (zh) * 2016-07-29 2016-10-26 成都保瑞特钻头有限公司 一种具有稳定功能的新型pdc钻头

Also Published As

Publication number Publication date
GB2537250A (en) 2016-10-12
US20160281437A1 (en) 2016-09-29
WO2015084394A1 (en) 2015-06-11
CN105793514B (zh) 2018-01-16
CA2929078C (en) 2018-07-17
US10329845B2 (en) 2019-06-25
US20190257157A1 (en) 2019-08-22
US10781642B2 (en) 2020-09-22
CA2929078A1 (en) 2015-06-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10648322B2 (en) System and method for determining drilling parameters based on hydraulic pressure associated with a directional drilling system
US9540882B2 (en) System and method of configuring drilling tools utilizing a critical depth of cut control curve
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
US10214966B2 (en) Rotary drill bits with back-up cutting elements to optimize bit life
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
CN106103892A (zh) 用于估计钻井工具磨损的模型
CN107208476A (zh) 对井下钻井工具的可调节式切割深度控制
CA2966845C (en) Core bit designed to control and reduce the cutting forces acting on a core of rock
US10119337B2 (en) Modeling of interactions between formation and downhole drilling tool with wearflat
CN106460461B (zh) 用于防止切削元件的衬底接触地层的方法和钻头设计
CN106068365B (zh) 井下钻井工具与岩屑之间的相互作用的三维建模
US10781642B2 (en) Rotary drill bit including multi-layer cutting elements
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
WO2019022971A1 (en) FIXED CUTTING BITTERS WITH PRIMARY STRAWBERRIES ON RAILS AND EMERGENCY STRIPS
CN106460468B (zh) 在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别
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
US20210388678A1 (en) Matching of primary cutter with backup cutter

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: 20180116

Termination date: 20201206

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