CN106460468B - 在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别 - Google Patents

在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别 Download PDF

Info

Publication number
CN106460468B
CN106460468B CN201480078772.5A CN201480078772A CN106460468B CN 106460468 B CN106460468 B CN 106460468B CN 201480078772 A CN201480078772 A CN 201480078772A CN 106460468 B CN106460468 B CN 106460468B
Authority
CN
China
Prior art keywords
drill bit
cutting
cutting element
weak
bit
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
CN201480078772.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106460468A (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 CN106460468A publication Critical patent/CN106460468A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106460468B publication Critical patent/CN106460468B/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
    • E21B10/42—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 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B21/00—Measuring arrangements or details thereof, where the measuring technique is not covered by the other groups of this subclass, unspecified or not relevant
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation

Abstract

本文公开一种设计钻头的方法。所述方法包括：确定钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置；以及基于围绕井筒的井筒轴的角坐标和所述钻头坐标系统的所述位置产生钻头轮廓。所述钻头轮廓基于第一刀片的外部部分上的第一切削元件的切削边缘。所述方法还包括：基于所述钻头轮廓确定切削层体积；以及基于小于预定最小切削层体积的所述切削层体积来识别弱区域。所述方法包括：基于所述弱区域确定第二刀片的所述外部部分上的第二切削元件的位置。

Description

在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别
技术领域
本公开总体上涉及井下钻井工具，并且更具体来说涉及在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别。
发明背景
各种类型的工具用来在地下岩层中形成井筒以用于回收烃，例如处于地表下方的油气。这类工具的实例包括旋转钻头、开孔器、扩孔器和取心钻头。旋转钻头包括但不限于固定刀具钻头，例如聚晶金刚石复合片(PDC)钻头、刮刀钻头、基体钻头、凿岩钻头和牙轮钻头。固定刀具钻头通常包括多个刀片，所述多个刀片各具有多个切削元件，例如PDC钻头上的PDC切削元件。
在典型钻井应用中，钻头旋转以形成井筒。由钻头形成的井筒的直径可由设置在钻头的最大外径处的切削元件限定。钻头直接或间接耦接至“钻柱”，所述钻柱包括端对端连接的一系列细长管状分段。部件的被称为“底部钻具组合”(BHA)的组件可连接至钻柱的井下端。当BHA的轴与钻头的轴不处于对准中时，钻头可作为整体围绕BHA轴旋转。这被称作钻头的偏心旋转。
附图简述
结合附图参考以下描述可获得对本公开的特征和其优点的更完整的理解，在附图中相同的参考数字指示相同的特征，并且其中：
图1示出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立视图；
图2A示出根据本公开的一些实施方案的以通常用来建模或者设计固定刀具钻头的方式向上定向钻头的等距图；
图2B示出根据本公开的一些实施方案的被配置来形成井筒的钻头的钻头面轮廓；
图3A示出根据本公开的一些实施方案的具有与井筒(或BHA)轴未对准的钻头轴的钻头的示意性图式；
图3B示出根据本公开的一些实施方案的具有从井筒轴偏心的钻头轴的钻头的钻头面的示意性图式；
图4A和4B示出根据本公开的一些实施方案的图3B的钻头的钻头面轮廓的示意性图式；
图5示出根据本公开的一些实施方案的具有变化角坐标θ的图3B的钻头的钻头面轮廓的示意性图式；
图6A和6B示出根据本公开的一些实施方案的与径向坐标有关的切削层体积的曲线图；
图7示出根据本公开的一些实施方案的基于如参考图5讨论的围绕井筒轴的各种角坐标(θ)的切削层体积的曲线图；
图8示出根据本公开的一些实施方案的基于在具有补偿弱区域的额外切削元件的情况下的围绕井筒轴的各种角坐标(θ)的切削层体积的曲线图；
图9示出根据本公开的一些实施方案的示例性井下钻井工具建模系统的方框图；以及
图10示出根据本公开的一些实施方案的用于在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别的示例性方法的流程图。
具体实施方式
公开一种钻头模型和相关系统和方法，涉及对钻头中的可在偏心旋转期间出现的弱区域的识别。在广义的术语中，所公开的模型的一个方面考虑到确定井筒坐标系统中的钻头坐标的位置。多个钻头轮廓基于围绕井筒的轴的各种角度产生。基于钻头轮廓，计算切削层材料体积并识别钻头上的弱区域。弱区域是其中个别切削元件的切削层可被磨损以使得切削层体积小于预定最小切削层体积的区域。为了补偿弱区域，可在钻头上配置额外切削元件。因此，通过参考图1至图10最好地理解本公开的实施方案和其优点，各图中相同编号用于指示相同和对应部分。
图1示出根据本公开的一些实施方案的钻井系统100的示例性实施方案的立视图。钻井系统100被配置来根据本公开的一些实施方案提供进入一个或多个地质地层中的钻井。钻井系统100可包括井表面，有时被称为“井场”106。各种类型的钻井装备，例如旋转台、泥浆泵和泥浆罐(未明确示出)可定位在井表面或井场106。例如，井场106可包括钻机102，所述钻机102可具有与“陆地钻机”相关联的各种特性和特征。然而，并入有本公开的教导的井下钻井工具可令人满意地与钻井装备一起使用，所述钻井装备定位在海上平台、钻井船、半潜式装置和钻井驳船(未明确示出)上。
钻井系统100可包括与钻头101相关联的钻柱103，所述钻头101可用来形成多种井筒或井眼，例如大体竖直的井筒、大体水平的井筒和/或竖直下降并且随后以如图1所示的预定角度下降的井筒。各种定向钻井技术和钻柱103的井底钻具组件(BHA)120的相关联部件可用来形成井筒114。例如，侧向力可在邻近造斜位置113处施加于钻头101以形成井筒114的从井筒114的大体竖直部分延伸的成角部分。
术语“定向钻井”可用来描述钻出相对于竖直面以一个或多个所需角度延伸的井筒或井筒的一部分。这类角度可大于与竖直井筒相关联的标准变化。定向钻井还可被描述为钻出偏离竖直面的井筒。术语“水平钻井”可用来包括在与竖直面成约九十度(90°)的方向上钻井。
BHA 120可由被配置来形成井筒114的多种部件形成。例如，BHA 120的部件122a、122b和122c可包括但不限于，钻头(例如，钻头101)，钻挺，旋转导向工具，定向钻井工具，井下钻井马达，用于钻柱的重量、扭矩、弯曲和弯曲方向测量的钻井参数传感器以及其他振动和旋转相关传感器，例如扩孔器、管下扩孔器或开孔器的孔放大器，稳定器，含有井筒测量装备的随钻测量(MWD)部件，用于测量地层参数的随钻测井(LWD)传感器，用于通信的短途和长距离遥测系统，和/或任何其他适合的井下装备。例如被包括在BHA 120中的钻挺和不同类型的部件122的部件数量可取决于所预测的井下钻井条件和将由钻柱103和旋转钻头101形成的井筒的类型。BHA 120还可包括各种类型的测井工具(未明确示出)和与井筒的定向钻井相关联的其他井下工具。这类测井工具和/或定向钻井工具的实例可包括但不限于声学、中子、γ射线、密度、光电、核磁共振、旋转导向工具和/或任何其他可商购的井工具。
井筒114可部分地由套管柱110限定，所述套管柱110可从井表面106延伸至所选井下位置。如在图1中所示，井筒114的不包括套管柱110的部分可被描述为“裸井”。此外，衬管部分(未明确示出)可存在并且可与邻近套管或衬管部分相连接。衬管部分(未明确示出)可不延伸至井场106。衬管部分可从先前衬管或套管定位成邻近底部、或井下。衬管部分可延伸至井筒114的末端。术语“井上”和“井下”可用来描述钻井系统100的各种部件相对于井筒114的底部或末端的位置。例如，被描述为从第二部件井上的第一部件可比第二部件更加远离井筒114的末端。类似地，被描述为从第二部件井下的第一部件可定位成比第二部件更加靠近井筒114的末端。
各种类型的钻井液可通过钻柱103至附接的钻头101从井表面106泵出。这类钻井液可被引导来从钻柱103流至被包括在旋转钻头101中的相应喷嘴(图2中所示的物件256)。钻井液可通过部分地由钻柱103的外径112和井筒114的内径118限定的环空108循环返回到井表面106。内径118可被称为井筒114的“侧壁”或者“孔壁”。环空108也可由钻柱103的外径112和套管柱110的内径111限定。裸井环空116可被限定为侧壁118和外径112。
钻井系统100还可包括旋转钻头(“钻头”)101。在图2A中进一步详细讨论的钻头101可包括一个或多个刀片126，所述刀片126可从钻头101的旋转钻头体124的外部部分向外设置。旋转钻头体124可具有大体圆柱形的主体并且刀片126可以是从旋转钻头体124向外延伸的任何合适类型的突出。刀片126可包括从每一刀片126的外部部分向外设置的一个或多个切削元件128。刀片126可包括被配置来控制切削元件128的切削深度的一个或多个切削深度控制器(未明确示出)。刀片126可进一步包括设置在刀片126上的一个或多个保径垫(未明确示出)。钻头101可根据本公开的教导来设计和形成，并可根据钻头101的特定应用而具有许多不同设计、配置和/或尺寸。
在所示出的实施方案中，尺寸过大的井筒，例如井筒114，可被例如钻头101或其他固定刀具PDC钻头的钻头钻出。井筒可由于钻头振动、钻头倾斜、BHA振动和/或钻头轴与BHA轴的未对准而尺寸过大。当钻头101围绕与钻头轴104未对准的BHA轴旋转时，那么钻头101可处于“偏心旋转”中。当马达不能在BHA 120旋转的同时旋转钻头101时，钻头偏心旋转也可出现在井下马达应用中。另外，当钻头101在BHA 120旋转的同时处于粘-滑振动的粘结相中时，钻头偏心旋转可出现。钻头偏心旋转可出现在多种钻井操作中，包括竖直钻井和定向钻井。然而，钻头101可通过假设钻头101围绕钻头轴104旋转而被设计。在偏心旋转期间的切削元件128上的不匀磨损可在钻头101上产生弱区域，其中切削元件128不有效切进地层中。弱区域可减少钻头寿命或导致较低效率的钻井。因此，识别弱区域和设计改进以补偿弱区域可改善钻头的寿命和效果。
图2A示出根据本公开的一些实施方案的以通常用来建模或设计固定刀具钻头的方式向上定向的旋转钻头101的等距图。钻头101可以是各种类型的固定刀具钻头中的任何者，包括可操作来形成延伸通过一个或多个井下地层的井筒114的PDC钻头、刮刀钻头、基体钻头和/或钢体钻头。钻头101可根据本公开的教导来设计和形成，并可根据钻头101的特定应用而具有许多不同设计、配置和/或尺寸。
钻头101可包括一个或多个刀片126(例如，刀片126a-126g)，所述刀片126可从钻头101的旋转钻头体124的外部部分向外设置。旋转钻头体124可以是大体圆柱形的并且刀片126可以是从旋转钻头体124向外延伸的任何合适类型的突出。例如，刀片126的一部分可直接或间接耦接至钻头体124的外部部分，而刀片126的另一部分可远离钻头体124的外部部分突出。根据本公开的教导形成的刀片126可具有多种配置，包括但不限于基本拱形、螺旋状、盘旋状、锥形、会聚式、发散式、对称的和/或非对称的。
在一些实施方案中，刀片126可具有基本上拱形的配置，大体上螺旋状的配置、盘旋形配置或适用于与每一井下钻井工具一起使用的任何其他配置。一个或多个刀片126可具有从钻头101的邻近钻头轴104延伸的基本拱形配置。拱形配置可部分地由从邻近钻头轴104延伸的大体凹陷的、凹入成形的部分限定。拱形配置还可部分地由设置在每一刀片的凹陷的、凹入部分与外部部分之间的大体凸出的、向外弯曲的部分限定，所述外部部分大体上与旋转钻头的外径相对应。刀片126中的每一者可包括邻近或朝向钻头轴104设置的第一末端以及邻近或朝向钻头101的外部部分设置(例如，大体远离钻头轴104并且朝向钻头101的井上部分设置)的第二末端。
刀片126a-126g可包括围绕钻头轴设置的主刀片。例如，在图2A中，刀片126a、126c和126e可以是主刀片或主要刀片，因为刀片126a、126c和126e中的每一者的相应第一末端141可紧密相邻于钻头101的钻头轴104设置。在一些实施方案中，刀片126a-126g还可包括设置在主刀片之间的至少一个辅助刀片。在所例示的实施方案中，钻头101上的在图2A中示出的刀片126b、126d、126f和126g可以是辅助刀片或次要刀片，因为相应第一末端241可离相关联的钻头轴104一段距离地设置在钻头101的井下端251上。主刀片和辅助刀片的数量和位置可变化以使得钻头101包括更多或者更少的主刀片和辅助刀片。刀片126可相对于彼此和钻头轴104对称地或非对称地设置，其中刀片126的设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限定的方向上围绕钻头轴104旋转。
每一刀片可具有在钻头101的旋转方向上设置在刀片的一侧上的引导(或者前)表面(或者面)230，和远离钻头101的旋转方向设置在刀片的相对侧上的尾随(或者后)表面(或者面)232。刀片126可沿钻头体124定位以使得它们具有相对于钻头轴104的盘旋状配置。在其他实施方案中，刀片126可以大体平行的配置相对于彼此和钻头轴104沿钻头体124定位。
刀片126可包括从每一刀片126的外部部分向外设置的一个或多个切削元件128。例如，切削元件128的一部分可直接或间接耦接至刀片126的外部部分，而切削元件128的另一部分可远离刀片126的外部部分突出。通过实例的方式而非进行限制，切削元件128可以是适用于与多种钻头101一起使用的各种类型的刀具、压缩件、按钮、插入件和保径刀具。
切削元件128和238可以是被配置来切进地层中的任何合适的装置，包括但不限于主切削元件、备用切削元件、辅助切削元件或其任何组合。主切削元件可被描述为第一层或第二层切削元件。第一层切削元件可设置在主刀片的引导表面230上，所述主刀片例如刀片126a、126c和126e。第二层切削元件可设置在辅助刀片的引导表面130上，所述辅助刀片例如刀片126b、126d、126f和126g。
在一些实施方案中，辅助切削元件238可放置在刀片126上以最小化或补偿在偏心旋转期间使用的钻头的弱区域。可根据下文讨论的图6A-图7确定弱区域。辅助切削元件238的放置可基于多种布局技术。例如，辅助切削元件238可被配置为位于主切削元件后面的主刀片上的后备切削元件。作为另一实例，辅助切削元件238可放置在辅助刀片上。辅助切削元件238可以是分轨布置(track set)或单一布置(single set)。分轨布置切削元件具有径向一致性以使得它们相对于钻头轴104处于相同径向位置处。
切削元件128和238可包括相应衬底，其中一层硬切削材料、切削层234设置在每一相应衬底的一端上。切削元件128和238的硬层可提供可与井下地层的邻近部分接合的切削表面以形成井筒114。切削表面与地层的接触可形成与切削元件128和238中的每一者相关联的切削区域。切削表面的定位在切削区域内的边缘可被称为切削元件128和238的切削边缘。
切削元件128和238的每一衬底可具有各种配置，并可由与形成用于旋转钻头的切削元件相关联的碳化钨或其他适合材料形成。碳化钨可包括但不限于碳化一钨(WC)、碳化二钨(W2C)、大结晶碳化钨和凝结或烧结碳化钨。衬底也可使用其他硬材料形成，所述硬材料可包括各种金属合金和水泥，例如金属硼化物、金属碳化物、金属氧化物和金属氮化物。对于一些应用来说，切削层234可由与衬底实质上相同的材料形成。在其他应用中，切削层234可由与衬底不同的材料形成。用来形成切削层234的材料的实例可包括多晶金刚石材料，包括合成的多晶金刚石。
在一些实施方案中，刀片126还可包括被配置来控制切削元件128的切削深度的一个或多个切削深度控制器(DOCC)(未明确示出)。DOCC可包括冲击制动器、备用或第二层切削元件和/或改性金刚石加强(MDR)。刀片126、切削元件128和238以及DOCC(未明确示出)的外部部分可形成钻头面的部分。
刀片126可进一步包括设置在刀片126上的一个或多个保径垫(未明确示出)。保径垫可以是设置在刀片126的外部部分上的保径、保径分段或保径部分。保径垫可接触由钻头101形成的井筒114的邻近部分。刀片126的外部部分和/或相关联的保径垫可以相对于井筒114的邻近部分的各种角度(正、负和/或平行)设置。保径垫可包括一或多层的表面硬化材料。
钻头101的井上端250可包括具有形成在其上的钻杆螺纹255的柄部252。螺纹255可用来使钻头101与BHA120可释放地接合，由此钻头101可相对于钻头轴104旋转。钻头101的井下端251可包括具有设置在其间的相应排屑槽或流体流动路径240的多个刀片126a-126g。另外，钻井液可连通至一个或多个喷嘴256。
图2B示出根据本公开的一些实施方案的被配置来形成井筒的钻头101的钻头面轮廓200。刀片的外部部分(未明确示出)、切削元件128和DOCC(未明确示出)可以可旋转地突出到径向平面上以便形成钻头面轮廓200。
如在图2B中所示，钻头101的与井下地层的邻近部分接触的外部部分可被描述为“钻头面”。钻头101的钻头面轮廓200可包括各种区域或分段。由于钻头面轮廓200的旋转突出，钻头面轮廓200可围绕钻头轴104基本对称，以使得钻头轴104的一侧上的区域或分段可实质上类似于位于钻头轴104的相对侧上的区域或分段。
例如，钻头面轮廓200可包括相对保径区域206b定位的保径区域206a、相对肩状区域208b定位的肩状区域208a、相对鼻状区域210b定位的鼻状区域210a和相对椎体区域212b定位的椎体区域212a。包括在每一区域中的切削元件128可被称为那个区域的切削元件。例如，包括在保径区域206中的切削元件128g可被称为保径切削元件，包括在肩状区域208中的切削元件128s可被称为肩状切削元件，包括在鼻状区域210中的切削元件128n可被称为鼻状切削元件，并且包括在锥体区域212中的切削元件128c可被称为锥体切削元件。
锥体区域212可以是大体凹陷的并且可在钻头101的每一刀片(例如，如图2A所示刀片126)的外部部分上相邻于钻头轴104并且从钻头转动轴104延伸出来形成。鼻状区域210可以是大体凸出的并且可在钻头101的每一刀片的外部部分上相邻于每一锥体区域212并且从每一锥体区域212延伸形成。肩状区域208可在每一刀片126的外部部分上从相应鼻状区域210延伸形成并且可邻近于相应保径区域206终止。在一些实施方案中，在偏心钻井期间对弱区域的识别可基于其中定位有切削元件128的钻头面区域。
在一些实施方案中，如参考图2A讨论的，辅助切削元件238可放置在刀片126上以在偏心旋转期间最小化或补偿钻头的弱区域。可根据下文讨论的图6A-图7确定弱区域。基于弱区域的位置，额外切削元件(例如，辅助切削元件238)可放置在各种区域中。例如，如果弱区域在锥体区域212和/或鼻状区域210中被识别，那么，额外切削元件可分别放置在锥体区域212和/或鼻状区域210中。
图3A示出根据本公开的一些实施方案的具有与井筒(或BHA)轴330未对准的钻头轴304的钻头301的示意性图式。井筒轴330可以是BHA和/或钻柱在钻井期间围绕其旋转的轴。钻头轴304与井筒轴330之间的角差可以是角度β。弯曲长度306可以是处于偏心旋转中的钻头301的长度。
弱区域可以是其中个别切削元件的切削层可被磨损以使得切削层体积小于预定最小切削层体积的区域。当钻头轴304与井筒轴330未对准时，弱区域可在钻井操作期间产生。在偏心旋转期间，切削元件以不均匀方式接触地层，因为钻头与BHA旋转同时地旋转。因此，切削元件的切削面可以不均匀方式磨损，并且切削层体积可不均匀地减小。当切削层体积小于预定切削层体积时，弱区域可存在。
图3B示出根据本公开的一些实施方案的具有从井筒轴330偏心的钻头轴304的钻头301的钻头面302的示意性图式。图3B可包括钻头301的钻头面302和井筒114(参考图1讨论的)的井筒截面310。钻头面302可以是钻头301的井下轮廓的突出。图3B描绘三个刀片的钻头301。然而，钻头301可在不脱离本公开范围的情况下包括比图3B所示刀片更多或更少的刀片。
径向坐标R指示钻头面302上一点与井筒轴330的正交距离。例如，钻头中心处的钻头轴304可由于角度β以距离δR从井筒轴330偏心。当钻头301围绕井筒轴330偏心旋转时，钻头轴304围绕井筒轴330旋转，并且具有切削元件328的刀片326围绕井筒轴330旋转。
在一些实施方案中，每一切削元件328可在切削元件的切削边缘上具有相关联的切片点340。例如，切片点340a可与切削元件328a的切削边缘相关联。在偏心旋转下的钻头轮廓可通过在径向平面上可旋转地突出切削元件328的所有切削边缘和切片点(也称为“切片”)获得。例如，径向平面350可从井筒轴330延伸通过钻头轴304。产生用于偏心旋转的钻头轮廓可在偏心旋转期间帮助对钻头301上的弱区域进行识别和补偿切削元件磨损。
在一些实施方案中，钻头301的特征的位置(例如，切片点)可根据钻头面302限定。例如.钻头301的钻头面302上的位置可由钻头面302的xy平面的Xb和Yb坐标限定。从钻头301的钻头轴304至钻头面302的xy平面中一点的距离可指示钻头面轮廓上的点的径向坐标或径向位置。通过以下方程式表达具有x坐标Xb和y坐标Yb的xy平面中一点的径向坐标ri：
例如，如图3所示，与切削元件328a的切削边缘相关联的切片点340a可在xy平面中具有x坐标Xb340a和y坐标Yb340a。Xb340a和Yb340a可用来计算切片点340a的径向坐标r340a(例如，r340a可等于Xb340a的平方加Yb340a的平方的平方根)。因此，r340a可指示切片点340a与钻头301的钻头轴304的正交距离。
在一些实施方案中，在偏心钻井期间，钻头301沿钻头面302的位置(例如，切片点)可另外通过井筒截面310的xy平面的Xa和Ya坐标描述。因此，切片340a也可根据井筒轴330描述。例如，切片340a可通过x坐标Xa340a和y坐标Ya340a描述。通过以下以下方程式表达具有x坐标Xa和y坐标Ya的井筒截面310的xy平面中的一点的径向坐标Ri：
例如，与切削元件328a的切削边缘相关联的切片点340a可分别基于BHA截面310和钻头301的钻头面302在xy平面中具有x坐标Xa340a和Xb340a，以及y坐标Ya340a和Yb340a。Xa340a、Xb340a、Ya340a和Yb340a可用来计算切片点340a的径向坐标(R340a)。
另外，每一切片点可具有角坐标θ，角坐标θ可以是Xa轴与从井筒轴330正交延伸通过钻头轴304的径向平面350之间的角度。通过以下方程式表达角坐标(θ)：
θi＝arctan(Ya/Xa)。
例如，θ340a可等于arctan(Xa340a/Ya340a)。
此外，切片点340a可具有轴向坐标Za340a，轴向坐标Za340a可表示切片点340a沿BHA轴330的位置(在下文参考图4A和图4B更详细讨论)。
所引用的坐标和坐标系统仅用于例示性目的，并且任何其他适合的坐标系统或配置可在不脱离本公开范围的情况下用来提供沿与图3相关联的钻头的钻头面轮廓和钻头面的点的参考系。另外，可使用任何适合的单元。例如，可在度数中或在弧度中表达角度位置。
在图3中，钻头301可包括多个刀片326，多个刀片326可包括多个切削元件328。在所示出的实施方案中，钻头301仅包括可以是主刀片的刀片326。然而，钻头301可在不脱离本公开范围的情况下包括比图3所示主刀片或辅助刀片更多或更少的主刀片或辅助刀片。尽管仅一个切削元件328可在每一刀片326上示出，但多个切削元件328可在不脱离本公开范围的情况下根据多个配置放置在刀片326上。
图4A和图4B示出根据本公开的一些实施方案的图3的钻头301的钻头面轮廓的示意性图式。为提供参考系，图4A和图4B包括可表示BHA轴330的z轴Za。图3中示出的BHA截面310的xy平面可大体垂直于图4A和图4B的z轴以使得图3的xy平面可大体垂直于BHA轴330。另外，图3的x轴Xa和y轴Ya可在图4A和图4B的z轴处与彼此相交，以使得x轴和y轴可在BHA轴330处与彼此相交。
通过绘制Za和R生成图4A和图4B以产生钻头轮廓。钻头轮廓可表示在围绕BHA轴330的整转期间钻头301上的每一切削元件的切削边缘的突出。钻头轮廓400和410表示沿径向平面350的突出。此外，钻头轮廓400和410可假定BHA轴330近乎平行于钻头轴304。
在图4A和图4B中，切削元件328的切削边缘在钻头301旋转时分别在钻头面轮廓400和410上突出。切削元件328的切削边缘可以井筒(例如，如图1中所示的井筒114)中的钻井距离逐渐地磨损。因此，切削边缘的形状可改变，并且切削边缘上的材料量也可改变。例如，切削层可由金刚石或适用于切进地层中的其他硬材料建造，如参考图2A讨论的。在PDC钻头的钻头轮廓中的任何点或分段处，可通过计算材料体积的任何适合的方法来计算与dr相关联的切削层体积dv。
在图4A中，钻头轴304和BHA轴330对准以使得钻头301围绕其自身钻头轴304旋转。每一切削元件328可在将钻头301围绕钻头轴304旋转一整转之后接触地层，导致对井筒的近乎平滑的底部。
在图4B中，钻头轴304可以约0.5英寸的距离δR从BHA轴330偏心。钻头轮廓410可以约180度的角坐标θ表示径向平面。在这个配置中，仅一些切削元件328可在将钻头301旋转一整转之后接触井筒的底部。切削元件的间歇切削可对例如参考图1讨论的井筒114的井筒造成粗糙或不均匀的底部。
图5示出根据本公开的一些实施方案的具有变化角坐标θ的图3B的钻头301的钻头面轮廓的示意性图式。对于每一钻头轮廓510a-510f来说，距离δR可以约0.5英寸固定，并且角坐标θ可变化。例如，钻头轮廓510a通过将切削元件的切片可旋转地突出至由约零度的角坐标θ限定的径向平面350中获得，并且钻头轮廓510b通过将切削元件的切片可旋转地突出至由约六十度的角坐标θ限定的另一径向平面350中获得。此外，钻头轮廓510c-510f通过将切削元件的切片可旋转地突出至分别由约120度、180度、240度和300度的角坐标θ限定的径向平面350中获得。因此，在围绕井筒轴的径向平面(例如，参考图3讨论的径向平面350)的变化角坐标处，钻头轮廓示出不同切削元件328可接触地层。切削元件328的断续接触可导致切削元件的不匀磨损和地层的不均匀切削，从而导致井筒的粗糙或不均匀的底部。可通过确定沿钻头轮廓的切削层体积来探知切削元件的不匀磨损量。
因此，图6A和图6B分别示出根据本公开的一些实施方案的与径向坐标R有关的切削层体积630和640的曲线图。在一些实施方案中，可预定最小切削层体积。预定最小切削层体积620可基于钻头配置(例如，刀片或切削元件的数量)，钻井配置、井筒特征或任何其他适合的准则。例如，示例性PDC钻头可具有以约0.6x103in3预定的预定最小金刚石层体积。
图6A示出基于如参考图4A讨论的钻头301的旋转的切削层体积630的曲线图600(例如，图3B所示钻头轴304和井筒轴330对准以使得钻头301围绕其自身钻头轴304旋转)。在所示出的实施方案中，曲线图600包括与径向坐标R有关的切削层体积620的绘图。如从曲线图600可见，切削层体积630在钻头301的旋转期间保持基本在预定最小切削层体积620之上。因此，当钻头301围绕其自身钻头轴304旋转时，钻头301可能不包括弱区域或其中切削层体积630降到预定最小切削层体积620之下的区域。预定最小切削层体积620可基于钻头配置(例如，刀片或切削元件的数量)，钻井配置、井筒特征或任何其他适合的准则。
图6B示出基于如参考图4B讨论的围绕井筒轴330为约180度的角坐标(θ)(例如，以约0.5英寸的距离(δR)从井筒轴330偏心的钻头轴304)的切削层体积640的曲线图610。曲线图610可包括与径向坐标R有关的切削层体积640的绘图。如从曲线图610可见，切削层体积640在如图4B中讨论的钻头301的多个点处下降到预定最小切削层体积620之下。弱区域660通过其中切削层体积640小于预定最小切削层体积620的径向范围被识别。可在围绕井筒轴的多个角坐标处指出弱区域以识别用于设计改善的径向位置。
因此，图7示出根据本公开的一些实施方案的基于如参考图5讨论的围绕井筒轴的各种角坐标(θ)的切削层体积740a-740f的曲线图710a-710f。对于每一曲线图710a-710f来说，距离δR可以约0.5英寸固定，并且角坐标θ可变化。例如，曲线图710a可由约零度的角坐标θ产生，并且曲线图710b可由约六十度的角坐标θ产生。此外，曲线图710c-710f可分别由约120度、180度、240度和300度的角坐标θ产生。
在一些实施方案中，每一曲线图710a-710f分别包括与径向坐标R有关的切削层体积720a-720f的绘图。如从曲线图710a-710f可见，变化的角坐标θ可导致弱区域760的变化的径向坐标R。因为曲线图710a-710f中的每一者基于约0.5英寸的偏心旋转(例如，钻头轴304从井筒轴330偏心)，所以这个量可被减去以确定每一弱区域760相对于钻头轴304的径向坐标r。
在一些实施方案中，可使用井下钻井工具建模系统在偏心旋转期间通过钻头的模拟或建模产生图4-图8中的每一者，如下文参考图9讨论的。表1示出相对于钻头轴304的示例性弱区域760以用于被进行用于图3所示钻头301的配置的模拟。
用度数表示的角坐标(θ) 用英寸表示的弱区域位置(r)
0 0.15，0.7，1.25，1.82，2.5
60 0.33，0.92，1.58，2.07，3.70
120 0.35，0.89，1.42，2.05
180 0.53，1.11，1.75，3.70
240 0.50，1.05，1.60，2.30
300 0.17，0.72，2.05，3.62
额外切削元件或后备切削元件可基于刀片上的间距的可用性放置在用于弱区域760的径向位置处。在一些实施方案中，弱区域可位于钻头的锥体区域中。例如，如参考图2B讨论的，弱区域可位于钻头的某些区域内，例如锥体区域212和鼻状区域210。然而，在一些实施方案中，弱区域可位于钻头的任何其他区域中。在一些实施方案中，额外切削元件可沿钻头放置在指示弱区域的任何位置处。
在一些实施方案中，放置切削元件以在偏心旋转期间最小化钻头的弱区域可基于多种布局技术。例如，额外切削元件可被配置为位于现有切削元件后面的主刀片上的后备切削元件。作为另一实例，额外切削元件可放置在辅助刀片上。如参考图2A讨论的，额外切削元件可以是分轨布置或单一布置。分轨布置切削元件具有径向一致性以使得它们相对于钻头轴104处于相同径向位置处。
图8示出根据本公开的一些实施方案的基于在具有补偿弱区域的额外切削元件的情况下的围绕井筒轴的各种角坐标(θ)的切削层体积840a-840f的曲线图810a-810f。可基于对钻头的模拟的建模产生曲线图810a-810f，其中额外切削元件放置在如参考图7讨论的每一被识别的弱区域760中。对于每一曲线图810a-810f来说，距离δR可以约0.5英寸固定，并且角坐标θ可变化。例如，曲线图810a可由约零度的角坐标θ产生，并且曲线图810b可由约六十度的角坐标θ产生。此外，曲线图810c-810f可分别由约120度、180度、240度和300度的角坐标θ产生。
在一些实施方案中，每一曲线图810a-810f分别包括与径向坐标R有关的切削层体积820a-820f的绘图。如从曲线图810a-810f可见，弱区域760已从切削层体积820a-820f的绘图中的每一者减少或消除。因此，在被识别的弱区域的位置处放置额外切削元件可减少或消除弱区域。
在不脱离本公开范围的情况下，可对图3-图8做出修改、添加或省略。例如，如上所讨论的，钻头301上的刀片326、切削元件328、DOCC(未明确示出)或其任何组合的数量或放置可影响弱区域的位置。
图9示出根据本公开的一些实施方案的示例性井下钻井工具建模系统900的方框图。井下钻井工具建模系统900可被配置来在偏心旋转期间进行钻头的建模。在一些实施方案中，井下钻井工具建模系统900可包括井下钻井工具建模模块902。井下钻井工具建模模块902可包括任何适合的部件。例如，在一些实施方案中，井下钻井工具建模模块902可包括处理器904。处理器904可包括例如微处理器、微控制器、数字信号处理器(DSP)、特定用途集成电路(ASIC)或被配置来解译和/或执行程序指令和/或处理数据的任何其他数字或模拟电路。在一些实施方案中，处理器904可通信耦接至存储器906。处理器904可被配置来解译和/或执行存储在存储器906中的程式指令和/或数据。程式指令或数据可构成软体的用于在如本文所述的偏心旋转期间实施钻头的建模的部分。存储器906可包括被配置来保持和/或容纳一个或多个存储器模块的任何系统、装置或设备；例如，存储器906可包括只读存储器、随机存取存储器、固态存储器或以磁盘为基础的存储器。每一存储器模块可包括被配置来将程序指令和/或数据保留一段时间的任何系统、装置或设备(例如，计算机可读非暂态媒体)。
井下钻井工具建模系统900可进一步包括钻头设计数据库908。钻头设计数据库908可通信耦接至井下钻井工具建模模块902并可回应于井下钻井工具建模模块902的查询或呼叫提供钻头设计910a-910c。钻头设计910a-910c可以任何适合的方式实行，例如通过参数、函数、定义、指令、逻辑或代码，并可存储在例如数据库、档案、应用编程接口、库、共享库、记录、数据结构、服务、软件即服务(software-as-service)或任何其他适合的机构中。钻头设计910a-910c可指定钻头的部件的任何适合的配置，所述部件例如像上文参考图1、图2A和图2B讨论的钻头101的部件。尽管钻头设计数据库908被示出为包括三个钻头设计，但钻头设计数据库908可含有任何适合数量的钻头设计。
井下钻井工具建模系统900可进一步包括切削层性质数据库912。切削层性质数据库912可通信耦接至井下钻井工具建模模块902并可回应于井下钻井工具建模模块902的查询或呼叫提供切削层参数914a-914c。切削层参数914a-914c可以任何适合的方式实行，例如通过参数、函数、定义、指令、逻辑或代码，并可存储在例如数据库、档案、应用编程接口、库、共享库、记录、数据结构、服务、软件即服务或任何其他适合的机构中。尽管切削层数据库912被示出为包括切削层参数的三个例子，但切削层数据库912可含有切削层参数的任何适合数量的例子。
在一些实施方案中，井下钻井工具建模模块902可被配置来进行钻头与井筒之间的相互作用的三维建模。例如，井下钻井工具建模模块902可被配置来导入钻头设计910a-910c的一个或多个例子和/或切削层参数914a-914c的一个或多个例子。钻头设计910a-910c和/或切削层参数914a-914c可存储在存储器906中。井下钻井工具建模模块902可进一步被配置来致使处理器904执行可操作来在偏心旋转期间进行钻头的建模的程式指令。例如，处理器904可通过建模在钻头设计910a-910c中表示的钻头的整转基于钻头设计910a-910c产生初始井眼底部的模型。
井下钻井工具建模模块902可进一步被配置来致使处理器906确定一个或多个切削元件在钻头的一个或多个刀片上的位置，所述切削元件例如图1的切削元件128。井下钻井工具建模模块902也可被配置来识别与切削元件相关联的一个或多个切片的位置并产生钻头轮廓。例如，井下钻井工具建模模块902可确定用于切削元件的切削层的体积。另外，井下钻井工具建模模块902可被配置来在每一切削元件的偏心旋转期间建模钻头。井下钻井工具建模模块902可通信耦接至各种显示器916以使得由井下钻井工具建模模块902处理的信息可传送至钻井装备的操作者和设计者。
图10示出根据本公开的一些实施方案的用于在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别的示例性方法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、模型或其任何组合进行。程序和模型可包括存储在计算机可读媒体上并且可操作来在被执行时进行如下所述的步骤中的一者或多者的指令。计算机可读媒体可包括被配置来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、光盘、闪速存储器或任何其他适合的装置。程序与模型可被配置来引导处理器或其他适合的单元检索和执行来自计算机可读媒体的指令。共同地，用来模拟和设计钻井系统的计算机程序和模型可被称为“钻井工程工具”或“井下钻井工具模型”。
在所示出的实施方案中，钻头的切削结构(包括所有切削元件和DOCC的至少位置和定向)可已经在先前被设计。然而在其他实施方案中，方法1000可包括用于设计钻头的切削结构的步骤。出于例示性目的，方法1000相对于图3所示钻头301描述；然而，方法1000可用来在任何适合钻头的偏心旋转期间识别弱区域。
方法1000可开始，并且在步骤1002处，井下钻井工具模型确定如图3A和图3B所示的钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置。如果钻头轴被假定为平行于井筒轴，那么钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置可通过井筒轴与定位在钻头轴上的钻头中心之间的距离δR确定。距离δR的估算可基于井筒测量。可通过钻头钻出尺寸过大的孔。在这种情况下，δR＝Rh-Rb，其中Rh为井筒半径，并且Rb为钻头半径。例如，如参考图3B讨论的，距离δR可被估算为约0.5英寸。如果钻头使用井下马达，那么可通过马达的弯曲长度和弯曲角确定钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置。
在步骤1004处，井下钻井工具模型以在约零度与360度之间围绕井筒轴的各种角坐标θ产生钻头轮廓。在一些实施方案中，围绕井筒轴的角坐标θ的最小数量可基于刀片数量。所选角坐标θ数量可基于钻头设计、模型的精度(例如，如果需要改善的准确度，那么额外角坐标可被包括)或任何其他适合的因素。
在步骤1006处，井下钻井工具模型确定每一切削元件的切削边缘上的切削层体积，所述切削层体积通过围绕井筒轴的角坐标θ中的每一者处的钻头轮廓示出。例如，图7示出与在图5中确定的围绕井筒轴的角坐标θ中的每一者的径向坐标R有关的切削层体积。
在步骤1008处，井下钻井工具模型确定钻头轮廓中的任何者的切削层体积是否小于预定最小切削层体积。预定最小切削层体积可基于钻头的设计、待钻井的地层或任何其他适合的因素来预定。如果切削层体积小于预定最小切削层体积，那么方法100进行至步骤1010，如果不小于预定最小切削层体积，那么方法1000结束。
在步骤1010处，井下钻井工具模型识别沿钻头轮廓的切削层体积中的弱区域。在切削层体积的绘图小于预定最小切削层体积的情况下，径向坐标R可被识别为每一切削元件的切削边缘上的弱区域。弱区域为其中切削层体积小于预定最小切削层体积的区域。每一相应弱区域的径向坐标R中的每一者可通过移除距离δR被调整至钻头坐标。例如，如参考图7讨论的，每一弱区域760的径向坐标R可被识别和调整至钻头轴304(例如，从每一坐标减去δR＝0.5英寸)，其结果如表1。
在步骤1012处，井下钻井工具模型在钻头坐标处配置额外切削元件以用于每一被识别的弱区域。例如，额外切削元件可被配置为位于现有切削元件后面的主刀片上的后备切削元件。作为另一实例，额外切削元件可放置在辅助刀片上。额外切削元件可以是分轨布置或单一布置。切削元件尺寸、后倾角、侧倾角和额外切削元件的其他特征可变化。
在步骤1014处，井下钻井工具模型确定弱区域是否被减少或消除。例如，如参考图8讨论的，切削元件的添加可导致具有很少或没有弱区域的切削层体积分配。如果额外弱区域用来补偿，那么方法1000可返回至步骤1010。
在不脱离本公开范围的情况下，可对方法900做出修改、添加或省略。例如，可以不同于所描述的方式执行步骤的次序，并且可同时进行一些步骤。另外，每一个别步骤可在不脱离本公开范围的情况下包括另外步骤。
此外，方法1000可用来确定任何适合钻头的弱区域。例如，双中心钻头可包括围绕其自身轴旋转的定向钻头和偏心旋转的扩孔器部分。双中心钻头上的切削元件可具有使用方法1000中描述的技术识别的弱区域。此外，可确定优化的角坐标θ，所述优化的角坐标θ因双中心钻头的扩孔器钻头而给予最小数量的弱区域。
虽然已详细描述本公开和其优点，但应理解，可在不脱离如由所附权利要求书限定的本公开的精神和范围的情况下，在本文中进行各种改变、替代和更改。例如，尽管本公开描述刀片和切削元件相对于钻头的配置，但相同原理可用来控制根据本公开的任何适合的钻井工具的切削深度。本公开意图涵盖落入随附权利要求书范围的这类变化和修改。

Claims (20)

1.一种设计钻头的方法，所述方法包括：
确定钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置；
基于围绕井筒的井筒轴的角坐标和所述钻头坐标系统的所述位置产生钻头的钻头轮廓，所述钻头轮廓基于所述钻头上的第一刀片的外部部分上的第一切削元件的切削边缘；
基于所述钻头轮廓确定切削层体积；
基于小于预定最小切削层体积的所述切削层体积来识别弱区域；以及
基于所述弱区域确定第二刀片的所述外部部分上的第二切削元件的位置。
2.如权利要求1所述的方法，其进一步包括：基于所述弱区域的所述井筒轴来获得径向坐标。
3.如权利要求2所述的方法，其进一步包括：基于所述钻头的钻头轴调整所述径向坐标。
4.如权利要求3所述的方法，其中定位所述第二切削元件是基于所述被调整的径向坐标。
5.如权利要求1所述的方法，其中所述弱区域的所述位置位于所述第一刀片的锥体区域中。
6.如权利要求1所述的方法，其中所述第二切削元件与所述第一切削元件是分轨布置。
7.一种用于设计钻头的系统，所述系统包括：
存储器；以及
处理器，其通信耦接至所述存储器，所述处理器被配置来访问非暂态计算机可读媒体，所述非暂态计算机可读媒体包括存储在其中的指令，所述指令在通过所述处理器执行时致使所述处理器来：
确定钻头坐标系统在井筒坐标系统中的位置；
基于围绕井筒的井筒轴的角坐标和所述钻头坐标系统的所述位置产生钻头的钻头轮廓，所述钻头轮廓基于第一刀片的外部部分上的第一切削元件的切削边缘；
基于所述钻头轮廓确定切削层体积；
基于小于预定最小切削层体积的所述切削层体积来识别弱区域；以及
基于所述弱区域确定第二刀片的所述外部部分上的第二切削元件的位置。
8.如权利要求7所述的系统，其进一步包括指令以基于所述弱区域的所述井筒轴来获得径向坐标。
9.如权利要求8所述的系统，其进一步包括指令以基于所述钻头的钻头轴调整所述径向坐标。
10.如权利要求9所述的系统，其中用来定位所述第二切削元件的指令进一步基于所述被调整的径向坐标。
11.如权利要求7所述的系统，其中所述弱区域的所述位置位于所述第一刀片的锥体区域中。
12.如权利要求7所述的系统，其中所述第二切削元件与所述第一切削元件是分轨布置。
13.一种被设计用于钻出井筒的井下钻井工具，所述井下钻井工具包括：
钻头体，其包括钻头轴；
多个刀片，其位于所述钻头体的外部部分上；
第一切削元件，其位于第一刀片的外部部分上；
第二切削元件，其位于第二刀片的所述外部部分上以补偿弱区域，所述弱区域通过基于钻头轮廓确定切削层体积小于预定最小切削层体积被识别，所述钻头轮廓基于围绕井筒的井筒轴的角坐标和钻头坐标系统产生。
14.如权利要求13所述的钻井工具，其中所述钻头轮廓进一步基于所述第一切削元件的切削边缘。
15.如权利要求14所述的钻井工具，其中所述弱区域基于所述井筒轴具有径向坐标。
16.如权利要求15所述的钻井工具，其中所述弱区域基于所述钻头轴具有被调整的径向坐标。
17.如权利要求16所述的钻井工具，其中所述第二切削元件基于所述被调整的径向坐标定位。
18.如权利要求13所述的钻井工具，其中所述弱区域的位置位于所述第一刀片的锥体区域中。
19.如权利要求13所述的钻井工具，其中所述第二切削元件与所述第一切削元件成分轨布置。
20.如权利要求13所述的钻井工具，其中所述钻头坐标系统基于井筒坐标系统。
CN201480078772.5A 2014-06-10 2014-06-10 在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别 Expired - Fee Related CN106460468B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2014/041653 WO2015191040A1 (en) 2014-06-10 2014-06-10 Identification of weak zones in rotary drill bits during off-center rotation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106460468A CN106460468A (zh) 2017-02-22
CN106460468B true CN106460468B (zh) 2018-09-25

Family

ID=54833992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480078772.5A Expired - Fee Related CN106460468B (zh) 2014-06-10 2014-06-10 在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别

Country Status (6)

Country Link
US (2) US10450804B2 (zh)
CN (1) CN106460468B (zh)
BR (1) BR112016024019A2 (zh)
CA (1) CA2947259C (zh)
GB (1) GB2542046B (zh)
WO (1) WO2015191040A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110625437B (zh) * 2019-09-04 2020-11-03 中国工程物理研究院材料研究所 一种铣削过程中刀具偏心参数标定方法
US11321506B2 (en) * 2019-09-17 2022-05-03 Regents Of The University Of Minnesota Fast algorithm to simulate the response of PDC bits

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0962621A2 (en) * 1998-06-02 1999-12-08 Camco International (UK) Limited Preform cutting elements for rotary drill bits

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4475606A (en) 1982-08-09 1984-10-09 Dresser Industries, Inc. Drag bit
US5803196A (en) 1996-05-31 1998-09-08 Diamond Products International Stabilizing drill bit
GB2340149B (en) 1998-08-04 2002-11-20 Camco Internat A method of determining characteristics of a rotary drag-type drill bit
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
US6659207B2 (en) 1999-06-30 2003-12-09 Smith International, Inc. Bi-centered drill bit having enhanced casing drill-out capability and improved directional stability
US6695073B2 (en) 2001-03-26 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Rock drill bits, methods, and systems with transition-optimized torque distribution
US7292967B2 (en) 2003-05-27 2007-11-06 Smith International, Inc. Methods for evaluating cutting arrangements for drill bits and their application to roller cone drill bit designs
DE112006002137T5 (de) * 2005-08-08 2008-06-26 Halliburton Energy Services, Inc., Houston Verfahren und Systeme zum Konstruieren und/oder Auswählen von Bohrausrüstung mit einer gewünschten Bohrmeißellenkbarkeit
US20070106487A1 (en) 2005-11-08 2007-05-10 David Gavia Methods for optimizing efficiency and durability of rotary drag bits and rotary drag bits designed for optimal efficiency and durability
WO2009061765A1 (en) 2007-11-05 2009-05-14 Baker Hughes Incorporated Earth-boring tools with primary and secondary blades, methods of forming and designing such earth-boring tools
CA2745812C (en) 2008-12-11 2019-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Multilevel force balanced downhole drilling tools and methods
US8079430B2 (en) * 2009-04-22 2011-12-20 Baker Hughes Incorporated Drill bits and tools for subterranean drilling, methods of manufacturing such drill bits and tools and methods of off-center drilling
WO2011044147A2 (en) 2009-10-05 2011-04-14 Baker Hughes Incorporated Drill bits and tools for subterranean drilling, methods of manufacturing such drill bits and tools and methods of directional and off center drilling
CA2817693C (en) 2010-11-10 2016-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. System and method of configuring drilling tools utilizing a critical depth of cut control curve
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
US9097065B2 (en) * 2011-09-30 2015-08-04 Baker Hughes Incorporated Drill bit design for mitigation of stick slip
GB2520630B (en) 2012-05-23 2016-04-27 Halliburton Energy Services Inc System and method for improving stability of drilling tools
RU2014148188A (ru) 2012-05-30 2016-07-20 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Буровое долото для вращательного бурения и способ разработки бурового долота для вращательного наклонно-направленного и горизонтального бурения
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
WO2014012038A2 (en) 2012-07-13 2014-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Improving drill bit stability using track-set depth of cut control elements
US9850717B2 (en) * 2012-10-22 2017-12-26 Smith International, Inc. Methods for designing fixed cutter bits and bits made using such methods
GB2537979A (en) * 2013-11-12 2016-11-02 Halliburton Energy Services Inc Proximity detection using instrumented cutting elements
US9644429B2 (en) * 2014-04-01 2017-05-09 Chevron U.S.A. Inc. Specialized bit for challenging drilling environments
GB2540287B (en) * 2014-04-07 2020-07-29 Halliburton Energy Services Inc Three dimensional modeling of interactions between downhole drilling tools and rock chips
CA2955670A1 (en) * 2014-08-26 2016-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Shape-based modeling of interactions between downhole drilling tools and rock formation

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0962621A2 (en) * 1998-06-02 1999-12-08 Camco International (UK) Limited Preform cutting elements for rotary drill bits

Also Published As

Publication number Publication date
US20170074045A1 (en) 2017-03-16
CA2947259C (en) 2019-11-12
US20200011138A1 (en) 2020-01-09
US11365587B2 (en) 2022-06-21
US10450804B2 (en) 2019-10-22
GB2542046B (en) 2020-08-19
CA2947259A1 (en) 2015-12-17
CN106460468A (zh) 2017-02-22
BR112016024019A2 (pt) 2017-08-15
WO2015191040A1 (en) 2015-12-17
GB2542046A (en) 2017-03-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
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
US11434697B2 (en) Prediction of cutting size and shape generated by a drill bit
CA2966845C (en) Core bit designed to control and reduce the cutting forces acting on a core of rock
US10214966B2 (en) Rotary drill bits with back-up cutting elements to optimize bit life
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
CN106460468B (zh) 在偏心旋转期间对旋转钻头中的弱区域的识别
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
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
US20230385474A1 (en) Multiple intermediate step simulation of drill bit damage
El-Gayar et al. Innovative Cutter Layout Technology Minimized PDC Bit Vibrations with RSS Tool and Helped in Placing Borehole Accurately While Drilling in Tight Reservoirs
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
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20180925

Termination date: 20200610