CN107208476A - 对井下钻井工具的可调节式切割深度控制 - Google Patents
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Abstract
一种钻头可包括：钻头本体；多个刀片，所述多个刀片位于所述钻头本体上；以及多个切割元件，所述多个切割元件位于所述多个刀片上。所述钻头还可包括可调节式切割深度控制器(DOCC)，所述可调节式DOCC定位在刀片上以对所述多个切割元件中的至少一者提供切割深度控制。此外，所述钻头可包括定位单元，所述定位单元耦接到所述可调节式DOCC并且被配置来基于来自控制单元的控制信号来调节所述DOCC相对于所述切割元件的位置。
Description
技术领域
本公开大体上涉及井下钻井工具，并且更具体地，涉及对井下钻井工具的可调节式切割深度控制。
背景技术
使用各种类型的工具在地下地层中形成井筒，以用于回收位于地面下方的烃类(诸如石油和天然气)。此类工具的示例包括旋转钻头、扩眼器、扩孔钻和取心钻头。旋转钻头包括但不限于固定刀具钻头，诸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，每个刀片具有多个切割元件(诸如PDC钻头上的 PDC切割元件)。
在典型的钻井应用中，使钻头(固定刀具或旋转锥体)旋转以形成井筒。钻头直接或间接地耦接到“钻柱”，所述“钻柱”包括端对端连接的一系列细长管状段。部件的组件(被称为“井底钻具组件”(BHA))可连接到钻柱的井下端。在固定刀具钻头的情况下，由钻头形成的井筒的直径可由安置在钻头的最大外径处的切割元件来限定。钻井工具可包括一个或多个切割深度控制器(DOCC)。DOCC是被配置来(例如，根据它们的形状和在钻井工具上的相对定位)控制钻井工具的切割元件切入地质地层中或啮合地质地层的量的物理结构。DOCC可提供足够的表面积以在不超过地层的抗压强度的情况下与地下地层啮合，以便使负载离开或远离PDC切割元件，从而限制其深度或啮合。常规的DOCC通过焊接、钎焊或任何其他合适的附接方法固定在钻井工具上，并且被配置来与地层啮合以保持基于ROP和RPM 所确定的预定切割深度，所述ROP和RPM是基于给定地层的抗压强度。
附图说明
为了更完整地理解本公开以及本公开的特征和优点，现结合附图来参考以下描述，在附图中：
图1示出了钻井系统的示例性实施方案的正视图；
图2示出了以常用来设计固定刀具钻头的方式向上定向的旋转钻头的等距视图；
图3A示出示意图，这个示意图示出了安置在钻头或其他井下钻井工具上的钻头面或切割面的各种部件；
图3B和图3C示出了从DOCC到主切割元件的角距离与DOCC的切割深度控制量之间的关系；
图4A示出了安置在可定位在向下定向的钻头上的刀片的一部分上的可调节式DOCC的仰视图；
图4B示出了安置在刀片的一部分上的可调节式DOCC的侧面剖视图；
图5A示出了安置在可定位在向下定向的钻头上的刀片的一部分上的 DOCC的仰视图；
图5B示出了安置在刀片的一部分上的DOCC的侧面剖视图；
图6A示出了安置在可定位在向下定向的钻头上的刀片的一部分上的 DOCC的仰视图；
图6B示出了安置在刀片的一部分上的DOCC的侧面剖视图；
图7示出了安置在刀片的一部分上的DOCC的侧面剖视图；
图8示出了安置在可定位在向下定向的钻头上的刀片的一部分上的 DOCC的仰视图；
图9示出了用于调节DOCC的位置的示例性方法的流程图。
具体实施方式
根据本公开，钻头可包括可调节式切割深度控制器(DOCC)，所述可调节式DOCC可被设计来与地下地层啮合并且控制钻头上的切割元件的切割深度。可调节式DOCC可针对井筒中的各种条件提供可调节式切割深度控制。例如，钻头可在钻井操作期间钻探通过具有不同抗压强度的地质层，这可能导致不同的力基于地层的不同抗压强度作用于切割元件上。DOCC 相对于一个或多个切割元件的位置可在钻井操作期间和/或之间进行调节。 DOCC的位置的调节可改变DOCC元件与地下地层啮合的表面积，并且可对对应的切割元件提供不同的切割深度控制量。通过参考图1至图9最好地理解本公开的实施方案和本公开的优点，其中相同的数字用于指示相同且对应的零件。
图1示出了钻井系统100的示例性实施方案的正视图。钻井系统100 可包括井表面或井场106。诸如转盘、钻井液泵和钻井液罐(未明确地示出) 的各种类型的钻井设备可定位在井表面或井场106处。例如，井场106可包括钻机102，所述钻机102可具有与“陆地钻机”相关联的各种特性和特征。然而，并入有本公开的教示内容的井下钻井工具可令人满意地与定位在海上平台、钻井船、半潜式平台和钻井驳船(未明确地示出)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，所述钻头101可用来形成多种多样的井筒或井眼(诸如大致垂直的井筒114a或大致水平的井筒114b或者它们的任何组合)。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水平井筒114b。例如，可在开始位置113附近向BHA 120施加横向力以形成从大致垂直的井筒114a延伸的大致水平的井筒114b。术语“定向钻井”可用来描述钻探井筒或者井筒的相对于垂直方向成一个或多个期望角度延伸的部分。期望角度可大于与垂直井筒相关联的正常变化。定向钻井还可被描述为钻探偏离垂直方向的井筒。术语“水平钻井”可用来包括在与垂直方向大约九十度(90°)的方向上进行的钻探。
BHA 120可包括被配置来形成井筒114的多种多样的部件。例如，BHA 120的部件122a、122b以及122c可包括但不限于：钻头(例如，钻头101)、取心钻头、钻环、旋转转向工具、定向钻井工具、井下钻井电机、扩孔钻、扩孔器或稳定器。BHA 120中所包括的部件122的数量和类型可取决于预期的井下钻井条件以及将由钻柱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(未明确地示出)以及与井筒的定向钻井相关联的其他井下工具。测井工具和/或定向钻井工具的示例可包括但不限于：声学工具、中子工具、伽马射线工具、密度工具、光电工具、核磁共振工具、旋转转向工具和/或任何其他可商购获得的井工具。此外，BHA 120还可包括旋转驱动器(未明确地示出)，所述旋转驱动器连接到部件122a、122b和122c并且使钻柱103的至少一部分与部件122a、122b和122c 一起旋转。
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 延伸到选定的井下位置。如图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”。各种类型的钻井液可从井表面106通过钻柱103 泵送到附接的钻头101。钻井液可被引导来从钻柱103流到穿过旋转钻头101 的相应喷嘴(在图2中描绘为喷嘴156)。钻井液可通过环圈108循环回到井表面106，所述环圈108部分地由钻柱103的外径112和井筒114a的内径118限定。内径118可被称为井筒114a的“侧壁”。环圈108还可由钻柱103的外径112和套管柱110的内径111限定。裸井环圈116可由侧壁 118和外径112限定。
钻井系统100可还包括旋转钻头(“钻头”)101。如图2中更详细论述的，钻头101可包括一个或多个刀片126，所述刀片126可从钻头101的旋转钻头本体124的外部部分向外安置。刀片126可以是从旋转钻头本体 124向外延伸的任何合适类型的突出部。钻头101可在由方向箭头105限定的方向上相对于钻头旋转轴104旋转。刀片126可包括从每个刀片126的外部部分向外安置的一个或多个切割元件128。刀片126还可包括被配置来控制切割元件128的切割深度的一个或多个切割深度控制器(未明确地示出)。刀片126还可包括安置在刀片126上的一个或多个量规垫(未明确地示出)。钻头101可根据本公开的教示内容来设计和形成，并且可根据钻头101的具体应用而具有许多不同的设计、配置和/或尺寸。
图2示出了以常用来设计固定刀具钻头的方式向上定向的旋转钻头的等距视图。钻头101可以是各种类型的旋转钻头中的任何一个，包括可操作来形成延伸穿过一个或多个井下地层的井筒(例如，图1中示出的井筒114) 的固定刀具钻头、聚晶金刚石复合片(PDC)钻头、刮刀钻头、基体钻头和 /或钢体钻头。钻头101可根据本公开的教示内容来设计和形成，并且可根据钻头101的具体应用而具有许多不同的设计、配置和/或尺寸。
钻头101可包括一个或多个刀片126(例如，刀片126a-126g)，所述刀片126可从钻头101的钻头本体124的外部部分向外安置。刀片126可以是从钻头本体124向外延伸的任何合适类型的突出部。例如，刀片126的一部分可直接或间接地耦接到钻头本体124的外部部分，而刀片126的另一部分可从钻头本体124的外部部分突出。根据本公开的教示内容所形成的刀片 126可具有多种多样的配置，包括但不限于：大体拱形的、大致螺旋状的、螺旋形的、锥形的、会聚式、发散式、对称的和/或不对称的。在一些实施方案中，一个或多个刀片126可具有从钻头101的旋转轴104附近延伸的大体拱形的配置。拱形配置可部分地由从钻头旋转轴104附近延伸的大致凹状的凹陷形部分限定。拱形配置还可部分地由安置在凹状的凹陷部分与每个刀片的外部部分之间的大致凸状的向外弯曲部分限定，所述外部部分与旋转钻头的外径大致对应。
刀片126中的每一个可包括邻近或朝向钻头旋转轴104安置的第一端以及邻近或朝向钻头101的外部部分安置(例如，大致远离钻头旋转轴104 并且朝向钻头101的井上部分安置)的第二端。术语“井下”和“井上”可用来描述钻井系统100的各种部件相对于图1中示出的井筒114的底部或末端的位置。例如，被描述为在第二部件的井上的第一部件可比第二部件更远离井筒114的末端。类似地，被描述为在第二部件的井下的第一部件可定位成比第二部件更接近井筒114的末端。
刀片126a-126g可包括围绕钻头旋转轴安置的主刀片。例如，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中的每一个的相应第一端141可紧邻钻头101的钻头旋转轴104来进行安置。刀片126a–126g还可包括安置在主刀片之间的至少一个次刀片。在所示出的实施方案中，钻头101上的刀片126b、126d、126f和126g可以是次刀片或次要刀片，因为相应的第一端141可在钻头101的井下端151上安置成离相关联的钻头旋转轴104有一定距离。主刀片和次刀片的数量和位置可变化，使得钻头101包括更多或更少的主刀片和次刀片。刀片126可相对于彼此和钻头旋转轴104对称或不对称地安置，其中刀片126的位置可以基于钻井环境的井下钻井条件。刀片126和钻头101可在由方向箭头105限定的方向上围绕旋转轴104旋转。
刀片126中的每一个可具有在钻头101的旋转方向上的相应前表面或正表面130，以及背对钻头101的旋转方向的与前表面130相对定位的后表面或背表面132。刀片126可沿着钻头本体124定位，以使得它们具有相对于钻头旋转轴104的螺旋形配置。刀片126可沿着钻头本体124以相对于彼此和钻头旋转轴104大致平行的配置来定位。
刀片126可包括从每个刀片126的外部部分向外安置的一个或多个切割元件128。例如，切割元件128的一部分可直接或间接地耦接到刀片126的外部部分，而切割元件128的另一部分可从刀片126的外部部分突出。作为示例而非限制，切割元件128可以是令人满意地与多种多样的钻头101一起使用的各种类型的刀具、复合片、按钮件、插入件和量规刀具。尽管图2 示出了刀片126上的两排切割元件128，但是根据本公开的教示内容所设计并制造的钻头可具有一排切割元件或超过两排切割元件。
切割元件128可以是被配置来切入地层中的任何合适的设备，包括但不限于：主切割元件、备用切割元件、次切割元件或其任何组合。切割元件 128可包括相应衬底164，其中硬质切割材料层(例如，切割台162)安置在每个相应衬底164的一端上。如图1中所示，切割元件128的硬质层可提供切割表面，所述切割表面可啮合井下地层的相邻部分以形成图1中示出的井筒114。切割表面与地层的接触可形成与每个切割元件128相关联的切割区(未在图1和2中明确地示出)。例如，切割区可由切割元件的与地层形成接触并切入地层中的面上的二维区域形成。切割元件128的定位在切割区内的部分的边缘可被称为切割元件128的切割边缘。
切割元件128的每个衬底164可具有各种配置，并且可由与形成旋转钻头的切割元件相关联的碳化钨或其他合适的材料形成。碳化钨可包括但不限于：碳化一钨(WC)、碳化二钨(W2C)、粗晶碳化钨以及胶结或烧结碳化钨。衬底还可使用其他硬质材料来形成，所述硬质材料可包括各种金属合金和胶结物(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，硬质切割层可由与衬底大体相同的材料形成。在其它应用中，硬质切割层可由与衬底不同的材料形成。用于形成硬质切割层的材料的示例可包括聚晶金刚石材料(包括人造的聚晶金刚石)。刀片126可包括可被配置来接收切割元件128的凹部或钻头凹窝166。例如，钻头凹窝166可以是刀片126上的凹状切口。
刀片126还可包括被配置来控制切割元件128的切割深度的一个或多个切割深度控制器(DOCC)(未明确地示出)。DOCC可包括防撞件、备用或第二层切割元件和/或改性金刚石加固件(MDR)。刀片126的外部部分、切割元件128和DOCC(未明确地示出)可形成钻头面的部分。如以下参考图3至图9更详细描述的，DOCC相对于一个或多个切割元件的位置可在钻井操作期间和/或之间进行调节。DOCC的位置的调节可改变DOCC 在给定切割深度处与地下地层啮合的表面积，并且可对对应的切割元件提供不同的切割深度控制量。刀片126还可包括安置在刀片126上的一个或多个量规垫(未明确地示出)。量规垫可以是安置在刀片126的外部部分上的量规、量规段或量规部分。量规垫可接触由钻头101形成的井筒(例如，图1 中示出的井筒114)的相邻部分。刀片126的外部部分和/或相关联的量规垫可相对于大致垂直的井筒114a的相邻部分成各种角度(例如，正、负和/ 或平行)来安置。量规垫可包括一个或多个堆焊材料层。
钻头101的井上端150可包括柄部152，所述柄部152上形成有钻杆螺纹155。螺纹155可用来使钻头101与BHA 120可释放地啮合，由此可使钻头101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-126g，所述刀片126a-126g之间安置有相应的排屑槽或液体流动路径140。另外，钻井液可被传送到一个或多个喷嘴156。
可用随钻井深度而变的每转切割深度来表示钻头操作。每转切割深度或“切割深度”可由钻进速度(ROP)和每分钟转数(RPM)确定。ROP可表示在钻头101旋转时被移除的地层的量，并且可以英尺/小时为单位进行表示。此外，RPM可表示钻头101的旋转速度。实际切割深度(Δ)可表示切割元件在钻头101的旋转期间切入地层中的深度的度量。因此，实际切割深度可使用以下方程式表示为实际ROP和RPM的函数：
Δ＝ROP/(5*RPM)
实际切割深度的单位可为英寸/转。
钻头101的ROP常常随钻压(WOB)和RPM二者而变。参考图1，钻柱103可在钻头101上施加重量，并且还可使钻头101围绕旋转轴104 旋转以形成井筒114(例如，井筒114a或井筒114b)。对于一些应用，还可提供井下电机(未明确地示出)作为BHA 120的一部分来使钻头101旋转。
图3A示出了钻头面的仰视图，这个仰视图示出了安置在钻头或其他井下钻井工具上的钻头面的各种部件。钻头301包括DOCC 302(例如，DOCC 302a、302c和302e)，所述DOCC302被配置来控制安置在钻头301的刀片326(例如，刀片326a-326f)上的切割元件328和329(例如，切割元件 328a-328f和329a-329f)的切割深度。
为了提供参照系，图3A包括表示钻头301的旋转轴的z轴353。对应于z轴的坐标或位置可被称为轴向坐标或轴向位置。图3A还包括表示钻头 301的径向轴的x轴351。对应于x轴的坐标或位置可被称为径向坐标或位置。另外，沿着图3A中所示钻头301的钻头面的位置可由x轴351和y轴 352所示出的xy平面的x坐标和y坐标来描述。xy平面可大体垂直于z轴353，使得图3A的xy平面可大体垂直于钻头301的旋转轴。
DOCC 302可被配置来使得DOCC 302在刀片326a上的位置可被调节。如图3A中所示，DOCC 302a可在刀片326a上具有可在任何合适方向上进行调节的位置。例如，可通过在刀片326a上沿着x轴351移动DOCC 302a 来调节DOCC 302a的位置。同样，可通过在刀片326a上在沿着平行于y轴 352的方向上移动DOCC 302a来调节DOCC 302a的位置，所述方向可与钻头的旋转路径的弧线相切。此外，可通过在刀片326a上在沿着旋转路径354 的方向上移动DOCC 302a来调节DOCC 302a的位置，所述方向可遵循当钻头301围绕旋转轴353旋转时切割元件328a的路径。虽然DOCC 302a被示出为定位在与切割元件328a相同的刀片上，但是可调节式DOCC(诸如 DOCC 302a)也可对定位在钻头301的一个或多个不同刀片上的一个或多个切割元件提供切割深度控制。
由DOCC 302a提供的切割深度控制量可部分地取决于切割元件328a与 DOCC 302a之间的角距离(θ)。例如沿着旋转路径354或在平行于y轴 352的方向上调节DOCC 302a的位置可改变切割元件328a与DOCC 302a 之间的角距离(θ)。因此，如图3B和图3C所示，以这种方式调节DOCC 302a的位置可改变由DOCC 302a提供的切割深度控制量。
图3B和图3C示出了从DOCC(例如，DOCC 302a)到主切割元件(例如，切割元件328a)的角距离(θ)与所述DOCC的切割深度控制量(即，临界切割深度(CDOC))之间的关系。例如，如图3B中所示，与切割元件相比，实现给定CDOC所需的针对DOCC的暴露不足量随着切割元件与 DOCC之间的角距离(θ)增加而增加。此外，如图3C中所示，与切割元件相比，针对DOCC的给定暴露不足量的CDOC随着切割元件与DOCC之间的角距离(θ)增加而以逆指数方式减少。虽然图3B和3C针对单个切割元件和单个DOCC示出了角距离(θ)与CDOC之间的关系，但是DOCC 可与多个切割元件的旋转路径重叠，并且因此可能会影响多个切割元件中的每一个的CDOC。
例如沿着x轴351调节DOCC 302a的径向位置也可能影响DOCC 302a 对切割元件328a和/或其他切割元件(诸如切割元件329a)提供的切割深度控制量。例如，DOCC 302a可在切割元件328a的旋转路径中定位在切割元件328a后面，以对切割元件328a提供切割深度控制。可选地，DOCC 302a 可在切割元件329a的旋转路径中定位在切割元件329a后面，以对切割元件 329a提供切割深度控制。DOCC 302a还可被定位成与钻头301的一个或多个刀片上的多个切割元件的旋转路径重叠，从而对多个切割元件中的每一个提供切割深度控制。例如，DOCC 302a的大小和位置可被安置成与切割元件328a和329a二者的旋转路径至少部分地重叠，以便对切割元件328a和 329a中的每一个提供切割深度控制。
在不脱离本公开的范围的情况下，可对图3A做出修改、添加或省略。例如，尽管DOCC 302被描绘为大体圆形的，但是根据DOCC 302的设计约束和考虑因素，DOCC 302可被配置成具有任何合适的形状。另外，尽管钻头301包括特定数量的DOCC 302以及特定数量的刀片326，但是钻头301 可包括更多或更少的DOCC 302以及更多或更少的刀片326。根据DOCC 302 的设计约束和考虑因素，DOCC 302可由任何合适的材料制成。此外，任何合适的DOCC(例如，DOCC 302c、DOCC 302e)可具有可如上文参考DOCC 302a所描述来调节的位置。以下将参考图4A至图9详细描述可调节一个或多个DOCC(诸如DOCC 302a)的相应位置的示例性机构。
图4A示出了安置在刀片426的一部分上的可调节式DOCC 402的仰视图，所述刀片426可定位在向下定向的钻头上。图4B示出了安置在刀片426 的一部分上的可调节式DOCC402的侧面剖视图。
如图4A中所示，切割元件427、428和429可安置在刀片426上。刀片426可包括开槽开口412，DOCC 402可穿过所述开槽开口412伸出。开槽开口412可延伸跨过刀片426的径向宽度，所述径向宽度跨越多个切割元件的径向位置。此外，DOCC 402可定位在沿着开槽开口412的任何位置处。例如，开口412可延伸跨过刀片426的宽度，使得可调节式DOCC 402可定位在切割元件427、428和429中的任何一个后面。
如图4B中所示，DOCC 402可包括延伸到刀片426中的基底部分410。基底部分410可装配在刀片426的内腔408内。基底部分410和内腔408 可具有大于开槽开口412的宽度，可调节式DOCC 402可穿过所述开槽开口 412伸出。因此，基底部分410可保持在内腔408内，并且可调节式DOCC 402可以可调节的方式耦接到刀片426。
重新参考图4A，可通过杆414调节可调节式DOCC 402的位置。例如，杆414可耦接到DOCC 402的基底部分410。定位单元416a和416b可各自包括液压电机，所述液压电机被配置来在杆414的相应侧上施加液压力。例如，定位单元416a中的第一液压电机可在杆414的一端上施加液压力，以将可调节式DOCC从在切割元件428后面的位置推动到在切割元件427后面的位置。同样，定位单元416b中的第二液压电机可在杆414的相对端上施加液压力，以将DOCC从在切割元件428后面的位置推动到在切割元件 429后面的位置。
在另一个示例中，代替一个或多个液压电机或除了一个或多个液压电机之外，可通过任何其他合适类型的电机向杆414施加力。例如，代替液压电机或除了液压电机之外，定位单元416a和416b可包括机电电机。
在定位单元416内利用电机的示例性实现方式中，杆414可以带有螺纹并且可延伸穿过DOCC 402的螺纹通道。例如，如图4B中所示，杆414的螺纹实现方式可延伸穿过DOCC402的基底部分410的螺纹通道406。螺纹通道406的螺纹可与杆414的螺纹啮合。因此，当定位单元416a和/或416b 中的一个或多个电机使杆414旋转时，DOCC 402沿着x轴的位置可被调节。
虽然图4B示出了两个定位单元416a和416b，但是单个定位单元416 可被放置在刀片426上的任何合适位置处，并且可以允许单个定位单元416 调节可调节式DOCC 402的位置的方式直接或间接地耦接到可调节式 DOCC 402。此外，一个或多个位置单元416可从诸如独立机电电机或独立液压电机的独立设备汲取功率，或者可从钻头和/或钻柱内的单独子系统汲取功率。
在操作中，可在作用中的钻井运行之间调节可调节式DOCC 402的位置。可调节式DOCC 402在每次钻井操作期间的位置可基于所述钻井操作的期望切割深度控制来确定。例如，在钻头切割穿过地下地层中的第一类型的岩石层的第一钻井操作期间，第一切割深度控制量可能是最佳的。因此，在第一钻井操作之前，可将DOCC 402的位置设定到第一位置(例如，在切割元件428后面)，以在第一钻井操作期间提供期望的第一切割深度控制量。在第一钻井操作已完成并且上面定位有刀片426的钻头已停止旋转之后，可调节式DOCC 402的位置可被调节。例如，在钻头可切割穿过地下地层中的第二类型的岩石层的第二钻井操作期间，第二切割深度控制量可能是最佳的。因此，在第二钻井操作之前，可将可调节式DOCC 402的位置设定到第二位置(例如，在切割元件429后面)，以在第二钻井操作期间提供期望的第二切割深度控制量。可调节式DOCC 402的位置的调节可随后重复任何合适的次数，以对任何合适数量的钻井操作提供期望的切割深度控制量。例如， DOCC 402的位置可被设定到第三位置(例如，在切割元件427后面，或者沿着开槽开口412的任何其他位置处)。此外，虽然可调节式DOCC 402 的位置可被设定到在与DOCC 402相同的刀片上的切割元件(例如，切割元件427、428或429)后面的位置，但是可调节式DOCC 402的位置也可被设定到径向位置，所述径向位置可与可定位在钻头的另一个刀片(例如，前刀片或后刀片)上的一个或多个切割元件的径向位置对齐或以其他方式重叠。
如图4A中所示，定位单元416a和416b可定位在刀片426内部，与内腔408的相应端相邻。定位单元416a和416b可从控制单元接收用于设定可调节式DOCC 402的位置的控制信号，所述控制单元远离上面安置有刀片 426的钻头定位。例如，控制单元可定位在钻机(例如，如图1中所示的钻机102)的表面处，并且可通过钻柱将控制信号传输到上面安置有刀片426 的钻头。因此，可在不从井筒移除钻头的情况下在钻井运行期间或之间调节可调节式DOCC 402的位置。可选地，在钻井运行之间，可从井筒移除上面安置有刀片426的钻头，并且将所述钻头耦接到控制单元，以设定可调节式DOCC 402的位置。定位单元416a和416b还可从位于钻头中的控制单元接收控制信号。钻头中的这种控制单元可控制一个或多个定位单元以在钻井运行期间和/或钻井运行之间调节可调节式DOCC 402的位置。
虽然图4A示出了可沿着大致平行于x轴或者大致垂直于y轴或钻头旋转方向的轴线调节可调节式DOCC 402的位置的配置，但是与可调节式 DOCC 402相关联的特征结构可在刀片426上以任何合适的角度定向，以允许沿着任何合适的轴线调节可调节式DOCC的位置。例如，定位单元416a-b、内腔408、杆414、开槽开口412可一起旋转大约九十度。在这种示例性实现方式中，可调节式DOCC 402可被配置成具有可沿着大致平行于y轴的轴线进行调节的位置，所述轴线可与钻头的旋转路径的弧线相切。
图5A示出了安置在刀片526的一部分上的DOCC 502的仰视图，所述刀片526可定位在向下定向的钻头上。图5B示出了安置在刀片526的一部分上的DOCC 502的侧面剖视图。
如图5A中所示，切割元件527、528和529可安置在刀片526上。刀片526可包括开槽开口512，DOCC 502可穿过所述开槽开口512伸出。开槽开口512可跨越在切割元件528后面的一系列位置。此外，DOCC 502可定位在沿着开槽开口512的任何位置处。
如图5B中所示，DOCC 502可包括延伸到刀片526中的基底部分510。基底部分510可装配在刀片526的内腔508内。基底部分510和内腔508 的宽度可大于开槽开口512，DOCC502可穿过所述开槽开口512伸出。因此，基底部分510可保持在内腔508内，并且DOCC 502可以可调节式方式耦接到刀片526。
DOCC 502可耦接到弹簧520，所述弹簧520可被定向来向DOCC 502 提供偏置力。在钻井操作期间，由于DOCC 502与被钻探的井筒相互作用，摩擦力可作用在DOCC 502上。出于本公开的目的，作用在DOCC上的摩擦力也可被称为DOCC引起的摩擦力。作用在DOCC 502上的摩擦力可操作以抵抗弹簧520的偏置力来推动DOCC 502。在钻井操作期间作用在 DOCC502上的摩擦力的量可随着DOCC 502与切割元件528的尖端之间的距离(d)531增加而增加。此外，当弹簧520压缩时，由弹簧520提供的偏置力的量可增加。因此，在钻井操作期间，DOCC502可沿着大致平行于y轴的轴线移动到平衡点，在这个平衡点处，由于钻井造成的作用在DOCC 502上的摩擦力等于来自弹簧520的偏置力。
DOCC 502对切割元件528提供的切割深度控制量可随在钻井操作期间作用在DOCC502上的摩擦量而变。例如，DOCC 502可沿着平行于y轴的轴线定位在平衡点处，在这个平衡点处，在钻井期间作用在DOCC 502上的摩擦量可等于由弹簧520提供的偏置力。因此，由DOCC 502提供的切割深度控制量可随弹簧520的弹簧常数而变。弹簧520可用任何合适的弹簧来实现，以提供期望的弹簧常数，并且因此提供期望的切割深度控制。弹簧520 可例如由螺旋弹簧、碟形弹簧、波形弹簧、液压元件或低模量材料或可在负载下变形的具有高弹性的材料(例如，橡胶)来实现。
图6A示出了安置在刀片626的一部分上的DOCC 602的仰视图，所述刀片626可定位在向下定向的钻头上。图6B示出了安置在刀片626的一部分上的DOCC 602的侧面剖视图。
如图6A中所示，切割元件627、628和629可安置在刀片626上。刀片626可包括开槽开口612，DOCC 602可穿过所述开槽开口612伸出。开槽开口612可跨越在切割元件628后面的一系列位置。此外，DOCC 602可定位在沿着开槽开口612的任何位置处。
如图6B中所示，DOCC 602可包括延伸到刀片626中的基底部分610。基底部分610可装配在刀片626的内腔608内。基底部分610和内腔608 的宽度可大于开槽开口612，DOCC602可穿过所述开槽开口612伸出。因此，基底部分610可保持在内腔608内，并且DOCC 602可以可调节式方式耦接到刀片626。
DOCC 602可耦接到弹簧620，所述弹簧620可继而耦接到内腔608。弹簧620可以是扭转弹簧，并且可耦接到DOCC 602以向DOCC 602提供扭转偏置力。弹簧620可提供扭转偏置以使基底部分610围绕中心点615 旋转，并且朝向开槽开口612的最接近切割元件628的末端推动DOCC 602。在钻井操作期间，由于DOCC 602与被钻探的井筒相互作用，摩擦力可作用在DOCC 602上。作用在DOCC 602上的摩擦力可操作以抵抗弹簧620的扭转偏置力来推动DOCC 602。在钻井期间作用在DOCC 602上的摩擦量可随着DOCC 602与切割元件628的尖端之间的距离(d)631增加而增加。此外，当通过摩擦力将DOCC 602推回去时，由弹簧620提供的扭转力的量可增加。因此，在钻井操作期间，DOCC 602可从切割元件628移开并且沿着开槽开口612的路径移动到平衡点，在这个平衡点处，由于钻井造成的作用在DOCC 602上的摩擦力等于来自弹簧620的偏置力。如图6A中所示，开槽开口612的路径可以是弯曲的。因此，当DOCC 602响应于摩擦钻井力从切割元件628移开时，DOCC 602可沿着弯曲路径移动，所述弯曲路径与在切割元件628后面的直线路径相比可更接近地遵循钻头旋转的曲率。
类似于以上参考图5A至图5B的描述，由DOCC 602提供的切割深度控制量可随弹簧620的弹簧常数而变。弹簧620可用任何合适的扭转弹簧来实现，以提供期望的弹簧常数，并且因此提供期望的切割深度控制。弹簧 620可例如由机械弹簧、由液压元件或者由低模量材料或可在压力下变形的具有高弹性的材料(例如，橡胶)来实现。
图7示出了安置在刀片726的一部分上的DOCC 702的侧面剖视图。刀片726可包括开槽开口712，DOCC 702穿过所述开槽开口712伸出。开槽开口712可跨越在切割元件728后面的一系列位置。此外，DOCC 702可定位在沿着开槽开口712的任何位置处。
如图7中所示，DOCC 702可包括延伸到刀片726中的基底部分710。基底部分710可装配在刀片726的内腔708内。基底部分710和内腔708 的直径可大于开槽开口712，DOCC702可穿过所述开槽开口712伸出。因此，基底部分710可保持在内腔708内，并且DOCC 702可以可调节式方式耦接到刀片726。
DOCC 702可耦接到弹簧(未在图7中明确地示出)，所述弹簧可继而耦接到内腔708。弹簧可以是扭转弹簧，并且可向DOCC 702提供扭转偏置力。弹簧可提供扭转偏置以使基底部分710围绕中心点715旋转，并且朝向开槽开口712的可能最接近切割元件728的前端推动DOCC 702。在钻井操作期间，由于DOCC 702与被钻探的井筒相互作用，摩擦力可作用在DOCC 702上。作用在DOCC 702上的摩擦力可致使DOCC 702抵抗弹簧的扭转偏置力推动。在钻井期间作用在DOCC 702上的摩擦量可随着DOCC 702与切割元件728的尖端之间的距离(d)731增加而增加。此外，当通过摩擦力将DOCC 702推回去时，由弹簧提供的扭转力的量可增加。因此，在钻井操作期间，DOCC 702可从切割元件728移开并且沿着路径730移动到平衡点，在这个平衡点处，由于钻井造成的作用在DOCC 702上的摩擦力等于来自弹簧的偏置力。
类似于以上参考图5A至图5B和图6A至图6B的描述，由DOCC 702 提供的切割深度控制量可随弹簧的弹簧常数而变。与DOCC 702一起使用的弹簧可用任何合适的扭转弹簧来实现，以提供期望的弹簧常数，并且因此提供期望的切割深度控制。例如，弹簧可由机械弹簧、由液压元件或者由低模量材料或可在压力下变形的具有高弹性的材料(例如，橡胶)来实现。
图8示出了安置在刀片826的一部分上的DOCC 802的仰视图，所述刀片826可定位在向下定向的钻头上。刀片826可包括开槽开口812，DOCC 802穿过所述开槽开口812伸出。开槽开口812可跨越一系列位置，这些位置跨过刀片826的宽度。此外，DOCC 802可定位在沿着开槽开口812的任何位置处。
如图8中所示，DOCC 802可包括延伸到刀片826中的基底部分810。基底部分810可装配在刀片826的内腔808内。基底部分810和内腔808 的直径可大于开槽开口812，DOCC802可穿过所述开槽开口812伸出。因此，基底部分810可保持在内腔808内，并且DOCC 802可以可调节式方式耦接到刀片826。
DOCC 802可耦接到弹簧820，所述弹簧820可被定向来向DOCC 802 提供偏置力。在钻井操作期间，由于DOCC 802与被钻探的井筒相互作用，摩擦力可作用在DOCC 802上。作用在DOCC 802上的摩擦力可致使DOCC 802抵抗弹簧820的偏置力推动。例如，如图8中所示，DOCC 802可以侧倾角(α)830安置在刀片826上。由于DOCC 802的侧倾，作用在DOCC 802的面803上的摩擦力的一部分可被传递来抵抗由弹簧820提供的偏置力推动。此外，当弹簧820压缩时，由弹簧820提供的偏置力的量可增加。因此，在钻井操作期间，DOCC 802可沿着平行于x轴的轴线移动到平衡点，在这个平衡点处，由于钻井造成的作用在DOCC 802上的、并且因DOCC 802 的侧倾而被传递到平行于x轴的方向中的摩擦力的一部分等于来自弹簧820 的偏置力。
类似于以上参考图5A至图5B、图6A至图6B和图7的描述，由DOCC 802提供的切割深度控制量可随弹簧820的弹簧常数而变。弹簧820可用任何合适的弹簧来实现，以提供期望的弹簧常数，并且因此提供期望的切割深度控制。例如，弹簧820可由螺旋弹簧、碟形弹簧、波形弹簧、液压元件或低模量材料或可在压力下变形的具有高弹性的材料(例如，橡胶)来实现。
图9示出了用于调节可调节式DOCC的位置的示例性方法的流程图。
方法900可以在步骤910处开始，并且可将DOCC设定到钻头的刀片上的第一位置。如图4A中所示，可将DOCC 402设定到第一位置，所述第一位置例如在切割元件427、428或429中的任何一个后面。可通过杆414 和定位单元416a和416b来调节可调节式DOCC 402的位置。例如，杆414 可连接到DOCC 402的基底部分410。定位单元416a和416b可各自包括液压腔室，所述液压腔室可被配置来在杆414的相应侧上施加液压力以将 DOCC 402移动到刀片426上的期望位置。作为另一个示例，定位单元416a 和416b可包括电机。杆414可以带有螺纹并且可延伸穿过DOCC 402的螺纹通道。例如，如图4B中所示，杆414的螺纹实现方式可延伸穿过DOCC 402的基底部分410的螺纹通道406。螺纹通道406的螺纹可与杆414的螺纹啮合。因此，当定位单元416a和/或416b中的一个或多个电机使杆414 旋转时，DOCC 402的沿着x轴的位置可被调节。
在步骤915处，可在DOCC处于钻头的刀片上的第一位置中的情况下钻探地下地层。在钻头切割穿过地下地层中的第一类型的岩石层的第一钻井运行期间，第一切割深度控制量可能是最佳的。因此，可在DOCC 402的位置被设定到第一位置(例如，在切割元件428后面)的情况下执行第一钻井运行，以在第一钻井运行期间提供期望的第一切割深度控制量。
在步骤920处，可将DOCC设定到钻头的刀片上的第二位置。例如，当钻头的旋转可能已经停止时，将DOCC 402设定到第二位置(例如，在切割元件429后面)可能发生在两次钻井运行之间。定位单元416a和416b 可从控制单元接收控制信号，以用于设定可调节式DOCC402的位置。这种控制单元可定位在(例如)钻机(例如，如图1中所示的钻机102)的表面处，并且可沿着钻柱将控制信号向下传输到上面可安置有刀片426的钻头。控制信号可命令定位单元416a和416b将DOCC 402设定到第二位置，所述第二位置可对应于第二切割深度控制量，所述第二切割深度控制量可能是切割穿过地下地层中的第二类型的岩石层所期望的。
在步骤925处，可在DOCC处于钻头的刀片上的第二位置中的情况下钻探地下地层。如上文参考步骤920所述，第二位置可对应于第二切割深度控制量，所述第二切割深度控制量可能是切割穿过地下地层中的第二类型的岩石层所期望的。
随后，方法900可结束。在不脱离本公开的范围的情况下，可对方法 900做出修改、添加或省略。例如，可以不同于所描述方式的方式执行步骤的次序，并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，每个单独的步骤可包括附加的步骤。
本文中的实施方案可包括：
A.一种钻头，其包括：钻头本体；多个刀片，所述多个刀片位于所述钻头本体上；多个切割元件，所述多个切割元件位于所述多个刀片上；可调节式切割深度控制器(DOCC)，所述可调节式DOCC定位在刀片上以对所述多个切割元件中的至少一者提供切割深度控制；以及定位单元，所述定位单元耦接到所述可调节式DOCC并且被配置来基于来自控制单元的控制信号来调节所述DOCC相对于所述切割元件的位置。
B.一种钻头，其包括：钻头本体；刀片，所述刀片位于所述钻头本体上；切割元件，所述切割元件位于所述刀片上；切割深度控制器(DOCC)，所述DOCC定位在所述刀片上以控制所述切割元件的切割深度；以及弹簧，所述弹簧耦接到所述DOCC以向所述DOCC提供偏置力。
C.一种方法，其包括：将切割深度控制器(DOCC)设定到钻头的刀片上的第一位置；在DOCC处于所述钻头的所述刀片上的所述第一位置中的情况下钻探地下地层；将所述DOCC设定到所述钻头的所述刀片上的第二位置；以及在DOCC处于所述钻头的所述刀片上的所述第二位置中的情况下钻探所述地下地层。
实施方案A、B和C中的每一者可具有任何组合方式的以下附加要素中的一者或多者：
要素1：其中所述定位单元包括杆，所述杆耦接到所述可调节式DOCC 的基底部分。要素2：所述钻头还包括所述可调节式DOCC中的螺纹通道，以及与所述螺纹通道啮合的螺纹杆。要素3：其中所述定位单元包括电动机。要素4：其中所述定位单元包括液压泵。要素5：所述刀片包括开槽开口，所述开槽开口包括多个DOCC位置，所述多个DOCC位置中的第一位置与所述多个切割元件中的第一切割元件的径向位置重叠，并且所述多个DOCC 位置中的第二位置与所述多个切割元件中的第二切割元件的径向位置重叠。要素6：其中所述定位单元在所述刀片上被定向来沿着大致垂直于钻头旋转方向的轴线调节所述可调节式DOCC的位置。要素7：其中所述定位单元在所述刀片上被定向来沿着与所述钻头的旋转路径的弧线大致相切的轴线调节所述可调节式DOCC的位置。要素8：其中所述DOCC在钻井操作期间的平衡位置是基于所述弹簧的所述偏置力以及由所述DOCC引起的摩擦力。要素9：其中所述弹簧的所述偏置力和所述摩擦力在所述平衡位置处大致相等。要素10：其中所述弹簧被定向来在与所述DOCC在钻井期间引起的摩擦力的方向大致相反的方向上向所述DOCC提供偏置力。要素11：其中所述弹簧包括螺旋弹簧、碟形弹簧、波形弹簧、液压元件或低模量材料中的一者。要素12：其中所述弹簧耦接到所述DOCC以向所述DOCC提供扭转偏置力。要素13：其中所述弹簧包括扭转弹簧、液压元件或低模量材料中的一者。要素14：其中所述DOCC侧倾地安置在所述刀片上，所述弹簧被定向来提供大致垂直于钻头旋转方向的偏置力，并且所述DOCC在钻井操作期间沿着大致垂直于所述钻头旋转方向的路径的平衡位置是基于所述偏置力，以及所述摩擦力在所述DOCC的大致垂直于所述钻头旋转方向的面处的分量。要素15：所述方法还包括将控制信号传输到所述钻头的定位单元，以及基于所述控制信号将所述DOCC的位置从所述第一位置调节到所述第二位置。要素16：其中当所述DOCC被设定到所述第一位置时，所述DOCC 提供第一切割深度控制量，并且当所述DOCC被设定到所述第二位置时，所述DOCC提供第二切割深度控制量。要素17：其中所述第一切割深度控制量是基于当所述DOCC处于所述第一位置中时要钻探的所述地下地层中的第一岩石类型，并且所述第二切割深度控制量是基于当所述DOCC处于所述第二位置中时要钻探的所述地下地层中的第二岩石类型。
虽然已用若干实施方案描述了本公开，但是可向本领域技术人员建议各种改变和修改。例如，虽然本公开关于钻头描述了切割深度控制器的配置，但是相同的原理可用于根据本公开的任何合适的钻井工具上的切割深度控制器。本公开打算涵盖归属于所附权利要求书的范围内的此类改变和修改。
Claims (20)
1.一种钻头，其包括：
钻头本体；
多个刀片，所述多个刀片位于所述钻头本体上；
多个切割元件，所述多个切割元件位于所述多个刀片上；
可调节式切割深度控制器(DOCC)，所述可调节式DOCC定位在刀片上以对所述多个切割元件中的至少一者提供切割深度控制；以及
定位单元，所述定位单元耦接到所述可调节式DOCC并且被配置来基于来自控制单元的控制信号来调节所述DOCC相对于所述切割元件的位置。
2.如权利要求1所述的钻头，其中所述定位单元包括杆，所述杆耦接到所述可调节式DOCC的基底部分。
3.如权利要求1所述的钻头，其还包括：
螺纹通道，所述螺纹通道位于所述可调节式DOCC中；以及
螺纹杆，所述螺纹杆与所述螺纹通道啮合。
4.如权利要求1所述的钻头，其中所述定位单元包括电动机。
5.如权利要求1所述的钻头，其中所述定位单元包括液压泵。
6.如权利要求1所述的钻头，其中：
所述刀片包括开槽开口；
所述开槽开口包括多个DOCC位置；
所述多个DOCC位置中的第一位置与所述多个切割元件中的第一切割元件的径向位置重叠；并且
所述多个DOCC位置中的第二位置与所述多个切割元件中的第二切割元件的径向位置重叠。
7.如权利要求1所述的钻头，其中所述定位单元在所述刀片上被定向来沿着大致垂直于钻头旋转方向的轴线调节所述可调节式DOCC的位置。
8.如权利要求1所述的钻头，其中所述定位单元在所述刀片上被定向来沿着与所述钻头的旋转路径的弧线大致相切的轴线调节所述可调节式DOCC的位置。
9.一种钻头，其包括：
钻头本体；
刀片，所述刀片位于所述钻头本体上；
切割元件，所述切割元件位于所述刀片上；
切割深度控制器(DOCC)，所述DOCC定位在所述刀片上以控制所述切割元件的切割深度；以及
弹簧，所述弹簧耦接到所述DOCC以向所述DOCC提供偏置力。
10.如权利要求9所述的钻头，其中所述DOCC在钻井操作期间的平衡位置是基于所述弹簧的所述偏置力以及由所述DOCC引起的摩擦力。
11.如权利要求10所述的钻头，其中所述弹簧的所述偏置力和所述摩擦力在所述平衡位置处大致相等。
12.如权利要求9所述的钻头，其中所述弹簧被定向来在与所述DOCC在钻井期间引起的摩擦力的方向大致相反的方向上向所述DOCC提供偏置力。
13.如权利要求12所述的钻头，其中所述弹簧包括螺旋弹簧、碟形弹簧、波形弹簧、液压元件或低模量材料中的一者。
14.如权利要求9所述的钻头，其中所述弹簧耦接到所述DOCC以向所述DOCC提供扭转偏置力。
15.如权利要求14所述的钻头，其中所述弹簧包括扭转弹簧、液压元件或低模量材料中的一者。
16.如权利要求9所述的钻头，其中：
所述DOCC侧倾地安置在所述刀片上；
所述弹簧被定向来提供大致垂直于钻头旋转方向的偏置力；并且
所述DOCC在钻井操作期间沿着大致垂直于所述钻头旋转方向的路径的平衡位置是基于所述偏置力，以及所述摩擦力在所述DOCC的大致垂直于所述钻头旋转方向的面处的分量。
17.一种方法，其包括：
将切割深度控制器(DOCC)设定到钻头的刀片上的第一位置；
在所述DOCC处于所述钻头的所述刀片上的所述第一位置中的情况下钻探地下地层；
将所述DOCC设定到所述钻头的所述刀片上的第二位置；以及
在所述DOCC处于所述钻头的所述刀片上的所述第二位置中的情况下钻探所述地下地层。
18.如权利要求17所述的方法，其还包括：
将控制信号传输到所述钻头的定位单元；以及
基于所述控制信号将所述DOCC的位置从所述第一位置调节到所述第二位置。
19.如权利要求17所述的方法，其中：
当所述DOCC被设定到所述第一位置时，所述DOCC提供第一切割深度控制量；并且
当所述DOCC被设定到所述第二位置时，所述DOCC提供第二切割深度控制量。
20.如权利要求17所述的方法，其中：
所述第一切割深度控制量是基于当所述DOCC处于所述第一位置中时要钻探的所述地下地层中的第一岩石类型；并且
所述第二切割深度控制量是基于当所述DOCC处于所述第二位置中时要钻探的所述地下地层中的第二岩石类型。
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