CN109104871A - 钻头、可旋转的切削结构、具有可调整的旋转阻力的切削结构以及相关方法 - Google Patents
钻头、可旋转的切削结构、具有可调整的旋转阻力的切削结构以及相关方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109104871A CN109104871A CN201780024459.7A CN201780024459A CN109104871A CN 109104871 A CN109104871 A CN 109104871A CN 201780024459 A CN201780024459 A CN 201780024459A CN 109104871 A CN109104871 A CN 109104871A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- cutting structure
- rotatable cutting
- earth
- boring tools
- drilling
- 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
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 345
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 133
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 claims abstract description 12
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 29
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 21
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 21
- 210000000003 hoof Anatomy 0.000 description 18
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 5
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 5
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 4
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 3
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 2
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 2
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 2
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000035772 mutation Effects 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 2
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 1
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- E21B10/08—Roller bits
-
- 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
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/14—Roller bits combined with non-rolling cutters other than of leading-portion type
-
- 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
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/20—Roller bits characterised by detachable or adjustable parts, e.g. legs or axles
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/064—Deflecting the direction of boreholes specially adapted drill bits therefor
-
- 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
- E21B3/00—Rotary drilling
- E21B3/02—Surface drives for rotary drilling
- E21B3/04—Rotary tables
-
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
Abstract
一种钻一地种工钻具地可以包括主体和至少一个可旋转的切削结构组件。所述可旋转的切削结构组件可以包括:支腿;可旋转的切削结构,所述可旋转的切削结构可旋转地耦合到所述支腿;以及阻力致动器,所述阻力致动器被配置成相对于所述支腿对所述可旋转的切削结构强加旋转阻力。钻地工具可以包括耦合到所述钻头主体的多个可旋转的切削结构组件和耦合到所述主体的多个刀片。一种钻出钻孔的方法可以包括:使钻地工具在所述钻孔内旋转;致使对所述钻地工具的至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力;致使将所述钻地工具的刀片推进所述钻孔的侧壁中;以及使用所述刀片对所述钻孔的所述侧壁进行侧向切削。
Description
优先权要求
本申请要求在2016年3月4日提交的美国专利申请序列号15/060,991“DRILLBITS,ROTATABLE CUTTING STRUCTURES,CUTTING STRUCTURES HAVING ADJUSTABLEROTATIONAL RESISTANCE,AND RELATED METHODS.”的申请日的权益。
技术领域
本公开总体涉及具有可旋转的切削结构的钻地工具。本公开还涉及具有带有固定切削元件的刀片以及可旋转的切削结构的钻地工具。本公开还涉及具有带有可调整的旋转阻力的可旋转的切削结构组件的钻地工具。
背景技术
通常使用钻柱来钻出油井(井筒)。所述钻柱包括管状部件,所述管状部件具有钻井组件,所述钻井组件包括在其底端处的单个钻头。所述钻井组件还可以包括装置和传感器,所述装置和传感器提供与以下各者相关的信息:与钻井操作相关的多种参数(“钻井参数”)、钻井组件的行为(“钻井组件参数”)和与由井筒穿透的地层相关的参数(“地层参数”)。通过从钻机旋转钻柱且/或通过井底钻具组件(“BHA”)中的钻井马达(还称为“泥浆马达”)来使附接到钻井组件的底端的钻头和\或扩孔器旋转,以移除地层材料来钻出井筒。沿着非垂直的波形轨迹来钻出许多井筒,这常常称为定向钻井。举例来说,单个井筒可以包括延伸穿过不同类型的岩石地层的一个或多个垂直区段、斜井段和水平区段。
常常使用定向钻井和水平钻井来到达在相邻地层下方的目标、减少气田开发的占用空间、增加井筒中的“产油层”的长度、谨慎地与裂缝交叉、构造减压井,以及在其中不可能进行挖掘或者挖掘非常昂贵的陆地下方安装公用设施。常常使用在本领域中已知的旋转可操纵系统(“RSS”)或者钻井马达来实现定向钻井。
发明内容
本公开的一些实施方案包括钻地工具。所述钻地工具可以包括钻头主体和可旋转地耦合到所述钻头主体的至少一个切削结构组件。至少一个切削结构组件可以可旋转地安装到从钻头主体延伸的支腿,并且可操作地耦合到阻力致动器,所述阻力致动器被配置成相对于所述支腿对所述切削结构强加旋转阻力。
在额外的实施方案中,所述钻地工具可以包括钻头主体、耦合到所述钻头主体的多个滚刀组件,以及耦合到所述钻头主体的多个刀片。每个滚刀组件可以包括从所述钻头主体延伸的支腿、可旋转地耦合到所述支腿的滚刀,以及被配置成相对于所述支腿对所述滚刀强加旋转阻力的阻力致动器。
本公开的一些实施方案包括一种钻出钻孔的方法。所述方法可以包括:使钻地工具在所述钻孔内旋转;致使对所述钻地工具的至少一个滚刀强加旋转阻力;致使将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中;以及使用所述钻地工具的所述部分对所述钻孔的所述侧壁进行侧向切削。
附图说明
为了详细地理解本公开,将参考结合附图进行的以下详细描述,其中已经大体上使用相同的数字标示了相同的元件,并且其中:
图1是包括钻柱的井筒系统的示意图,所述钻柱包括根据本公开的实施方案的钻地工具;
图2是根据本公开的实施方案的具有可旋转的切削结构的钻地工具的底部透视图;
图3是根据本公开的实施方案的钻地工具的支腿和可旋转的切削结构组件的部分横截面图;
图4是根据本公开的实施方案的阻力致动器的放大的部分横截面图;
图5是根据本公开的实施方案的具有阻力致动器的钻地工具的支腿和可旋转的切削结构组件的部分横截面图;
图6是根据本公开的实施方案的阻力致动器的放大的部分横截面图;
图7是根据本公开的实施方案的阻力致动器的放大的部分横截面图;
图8是根据本公开的另一实施方案的钻地工具的支腿和可旋转的切削结构组件的部分横截面图;
图9是根据本公开的另一实施方案的钻地工具的支腿和可旋转的切削结构组件的部分横截面图;
图10是根据本公开的另一实施方案的钻地工具的支腿和可旋转的切削结构组件的部分横截面图;
图11是根据本公开的实施方案的钻孔中的混合钻头的顶部部分横截面图;以及
图12是本公开的钻地工具和常规钻头的造斜率的比较的图形表示。
具体实施方式
本文呈现的说明不是任何钻头、滚刀或者其任何组件的实际视图,而仅仅是用于描述本发明的理想化的表示。
术语“钻头”和“钻地工具”各自是指并包括用于形成钻孔、扩大钻孔或者形成并扩大钻孔的钻地工具。钻头的非限制性实例包括固定切削齿(刮刀)钻头、固定切削齿取心钻头、固定切削齿偏心钻头、固定切削齿双心钻头、固定切削齿扩孔器、具有支承固定切削齿的刀片的可扩展扩孔器,以及包括固定切削齿和可旋转切削结构(牙轮)的混合式钻头。
如本文所使用,术语“切削结构”是指并包括被配置用于在钻地工具上使用并且用于在所述钻地工具操作期间在井筒内从地层移除地层材料的任何元件。作为非限制性实例,切削结构包括可旋转的切削结构,在本领域中通常称为“牙轮”或者“滚动锥体”。
如本文所使用,术语“切削元件”是指并包括(例如)用作固定切削元件的超硬磨料(例如,多晶金刚石复合片或者“PDC”),以及用作安装到可旋转的切削结构(例如,牙轮)的切削元件的碳化钨嵌件和超硬磨料嵌件。
如本文所使用,术语“阻力致动器”是指并包括用于将钻地工具的可旋转切削结构的旋转速度减小到由于与被钻孔的地层接触而引起的速度以下或者将钻地工具的可旋转切削结构的旋转速度增加到由于与被钻孔的地层接触而引起的速度以上的机构。如本文所使用,术语“旋转阻力”是指并包括与由于与被钻孔的地层接触而引起的速度相比来减小或者增加可旋转切削结构的旋转速度的阻力。
如本文所使用,出于清楚起见并且为了便于理解本公开和附图而使用任何关系术语,例如“第一”、“第二”、“顶部”、“底部”等,并且所述关系术语不暗示或者取决于任何特定偏好或者次序,除非上下文另外清楚地指示。举例来说,这些术语可以指当钻地工具以常规方式安置在钻孔内时的钻地工具的元件的定向。此外,这些术语可以指当如图式中进行说明时钻地工具的元件的定向。
如本文所使用,关于给定参数、性质或者条件的术语“基本上”在本领域技术人员将理解的程度上是指并包括给定参数、性质或者条件遇到较小程度的变化,例如在可接受的制造公差内。举例来说,基本上满足的参数可以满足至少约90%、满足至少约95%,或者甚至满足至少约99%。
本公开的一些实施方案包括用于定向钻井的钻地工具。举例来说,所述钻地工具可以包括侧向切削能力。在一些实施方案中,所述钻地工具可以包括可操作地耦合到阻力致动器的至少一个可旋转的切削结构,例如牙轮。所述阻力致动器可以对至少一个滚刀强加旋转阻力。对至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力可以致使钻地钻头围绕至少一个可旋转的切削结构枢转,并且将所述钻地工具的其他部分(例如,具有固定切削元件的刀片)推进钻地工具正在钻的钻孔的侧壁中。将刀片推进钻孔的侧壁中可以致使钻地工具侧向切削到所述钻孔的侧壁中并且可以改变所述钻地工具的轨迹。在一些实施方案中,所述钻地工具可以是包括刀片和可旋转的切削结构的混合钻头。在其他实施方案中,所述钻地工具可以仅包括可旋转的切削结构(例如,三牙轮钻头)。
图1是可以利用本文公开的用于钻出钻孔的设备和方法的钻出系统100的实例的示意图。图1示出钻孔102,所述钻孔包括:上部区段104,所述上部区段具有安装在其中的套管106;以及下部区段108,所述下部区段是使用钻柱110钻出。钻柱110可以包括管状部件112,所述管状部件在其底端处承载钻井组件114。管状部件112可以通过接合钻杆区段而构成,或者其可以是挠性管的柱。钻头116可以附接到钻井组件114的底端,用于在地层118中钻出选定直径的钻孔102。
钻柱110可以延伸到表面122处的钻机120。为了易于解释,所示出的钻机120是陆上钻机120。然而,当使用海上钻机120用于在水下钻孔时,所公开的设备和方法同样适用。旋转台124或者顶部驱动器可以耦合到钻柱110,并且可以用于使钻柱110旋转并且使钻井组件114旋转并且因此使钻头116旋转以钻出钻孔102。可以在钻井组件114中提供钻孔马达126以使钻头116旋转。可以单独地使用钻孔马达126来使钻头116旋转,或者通过钻柱110来叠加钻头116的旋转。钻机120还可以包括常规的设备,例如用于在钻出钻孔102时将额外的区段添加到管状部件112的机构。可以将可以是基于计算机的单元的表面控制单元128置于表面122处,用于接收和处理由钻头116中的传感器140和钻井组件114中的传感器140传输的井下数据,并且用于控制钻井组件114中的各种装置和传感器140的选定操作。传感器140可以包括确定加速度、钻头上的重量、转矩、压力、切削元件位置、钻进速度、倾斜度、地层方位/岩性等的传感器140中的一者或多者。在一些实施方案中,表面控制单元128可以包括处理器130和用于存储数据、算法和计算机程序134的数据存储装置132(或者计算机可读介质)。数据存储装置132可以是任何合适的装置,包括(但不限于)只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、快闪存储器、磁带、硬盘和光盘。在钻孔期间,可以将来自其来源136的钻井流体在压力下泵送穿过管状部件112,所述钻井流体在钻头116的底部处排放,并且经由在钻柱110与钻孔102的内部侧壁138之间的环形空间(还称为“环”)而返回到表面122。
钻井组件114可以进一步包括一个或多个井下传感器140(共同由数字140标示)。传感器140可以包括任何数目和类型的传感器140,包括(但不限于)一般被称为随钻测量(MWD)传感器或者随钻测井(LWD)传感器的传感器,以及提供与钻井组件114的行为(例如,钻头旋转(转/分钟或者“RPM”)、工具面、压力、振动、回旋、弯曲和粘着滑动))相关的信息的传感器140。钻井组件114可以进一步包括控制钻井组件114中的一个或多个装置和传感器140的操作的控制器单元142。举例来说,控制器单元142可以安置在钻头116内(例如,钻头116的钻头主体的柄部208和/或冠部210内)。控制器单元142尤其可以包括用于处理来自传感器140的信号的电路、用于处理数字化的信号的处理器144(例如微处理器)、数据存储装置146(例如,固态存储器),以及计算机程序148。处理器144可以处理数字化的信号,并且控制井下装置和传感器140,并且经由双向遥测单元150与表面控制单元128传送数据信息。
图2是可以与根据本公开的实施方案的图1的钻井组件114一起使用的钻地工具200(从其在钻孔期间的正常定向倒转的底部透视图。钻地工具200可以包括具有一个或多个呈牙轮的形式的可旋转的切削结构的钻头。举例来说,钻地工具200可以是如图2中所示的混合钻头(例如,具有牙轮和刀片的钻头),或者钻地工具200可以包括常规的牙轮钻头(例如,三牙轮钻头)。此外,钻地工具200可以包括具有一个或多个可旋转的切削结构以用于在地层118(图1)中钻出和/或扩大钻孔102的任何其他合适的钻头或者钻地工具200。
钻地工具200可以包括主体202,所述主体包括颈部206、柄部208和冠部210。在一些实施方案中,主体202的总体可以由钢构造,或者由陶瓷金属合成材料构造,所述陶瓷金属合成材料包括烧结在金属基体材料内的硬材料(例如,碳化钨)的颗粒。钻地工具200的主体202可以具有轴向中心204,所述轴向中心界定可以与钻地工具200的旋转轴大体上重合的中心纵轴205。主体202的中心纵轴205可以在于下文称为“轴向方向”的方向上延伸。
主体202可以是可以连接到钻柱110的(图1)。举例来说,主体202的颈部206可以具有锥形上端,在所述锥形上端上具有螺纹,用于将钻地工具200连接到钻井组件114的内螺纹端(图1)。柄部208可以包括下部笔直区段,所述下部笔直区段在接头处固定地连接到冠部210。在一些实施方案中,冠部210可以包括多个可旋转的切削结构组件212和多个刀片214。
所述多个可旋转的切削结构组件212可以包括多个支腿216和多个可旋转的切削结构218,所述多个可旋转的切削结构各自分别安装到支腿216。所述多个支腿216可以从主体202的与颈部206相对的端部延伸并且可以在轴向方向上延伸。所述多个刀片214也可以从主体202的与颈部206相对的端部延伸并且可以在轴向方向和径向方向上延伸。每个刀片214可以具有在本领域中已知的多个轮廓区(锥体、鼻部、肩部、保径部)。在一些实施方案中,至少一个刀片214可以位于多个支腿216中的相邻支腿216之间。举例来说,在图2中示出的实施方案中,所述多个刀片214中的多个刀片214可以位于所述多个支腿216中的相邻支腿216之间。在其他实施方案中,所述多个刀片214中的仅一个刀片214可以在相邻支腿216之间定向。在一些实施方案中,所述多个可旋转的切削结构组件212可以不包括多个支腿216,而是可以直接安装到钻地工具200的主体202上的冠部210。
流体路线234可以形成于所述多个刀片214中的相邻刀片214之间,并且可以通过位于从内部流体增压室引导的通道的端部处的端口向所述流体路线提供钻井流体,所述通道从钻地工具200的上端处的管状柄部208延伸穿过主体202。喷嘴可以固定在所述端口内,以便增强流体流的方向并且控制钻井流体的流动速率。流体路线234延伸到排屑槽,所述排屑槽在所述多个刀片214中的刀片214之间沿着钻地工具200的纵向侧沿轴向延伸。
每个可旋转的切削结构218可以可旋转地安装到主体202的相应支腿216。举例来说,可以使用轴颈轴承和滚动元件轴承中的一者或多者将每个可旋转的切削结构218安装到相应的支腿216。许多此类轴承系统在本领域中是已知的并且可以用于本公开的实施方案中
每个可旋转的切削结构218可以在上面具有多个切削元件220。在一些实施方案中,每个可旋转的切削结构218的多个切削元件220可以按大体上周向的行布置在可旋转的切削结构218的外表面222上。在其他实施方案中,切削元件220可以按至少基本上随机的配置而布置在可旋转的切削结构218的外表面222上。在一些实施方案中,切削元件220可以包括预成型的嵌件,所述嵌件过盈配合到在每个可旋转的切削结构218中形成的孔口中。在其他实施方案中,可旋转的切削结构218的切削元件220可以呈与每个可旋转的切削结构218的材料一体地形成的齿的形式。切削元件220在呈嵌件的形式的情况下可以由碳化钨形成,并且任选地具有多晶金刚石、立方氮化硼或者任何其他耐磨和/或磨料或者超硬磨料材料的远端表面。
在一些实施方案中,多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218可以具有一般圆锥形形状,其中所述圆锥形形状的基底端224(例如,宽端和沿径向最外端224)被安装到相应的支腿216,并且锥形端226(例如,沿径向最内端226)接近(例如,至少基本上指向)钻地工具200的主体202的轴向中心204。在其他实施方案中,多个滚刀218的每个可旋转的切削结构218可以不具有大体上圆锥形形状,而是可以具有对于滚刀218适当的任何形状。举例来说,在一些实施方案中,钻地工具200可以包括在Pessier等在2011年11月1日发布的美国专利8,047,307、Kulkarni在2015年4月14日发布的美国专利9,004,198以及Zahradnik等在2010年12月7日发布的美国专利7,845,435中描述的可旋转的切削结构218中的一者或多者,所述美国专利的公开内容各自以引用的方式并入本文。
多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218可以具有旋转轴228,在于钻孔操作中使用钻地工具200期间,每个可旋转的切削结构218可以围绕所述旋转轴旋转。在一些实施方案中,多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218的旋转轴228可以与钻地工具200的轴向中心204相交。在其他实施方案中,多个可旋转的切削结构218中的一个或多个可旋转的切削结构218的旋转轴228可以相对于钻地工具200的轴向中心204偏移。举例来说,多个可旋转的切削结构218中的一个或多个可旋转的切削结构218的旋转轴228可以横向偏移(例如,成角度地歪斜),使得多个可旋转的切削结构218中的一个或多个可旋转的切削结构218的旋转轴228不与钻地工具200的轴向中心204相交。在一些实施方案中,多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218的沿径向最内端226可以与钻地工具200的轴向中心204沿径向间隔。
在一些实施方案中,多个可旋转的切削结构218可以围绕钻地工具200的纵轴彼此成角度地间隔开。举例来说,多个可旋转的切削结构218中的第一可旋转的切削结构218的旋转轴228可以与第二可旋转的切削结构218的旋转轴228沿圆周成角度地间隔开约75°到约180°。举例来说,在一些实施方案中,可旋转的切削结构218可以彼此成角度地间隔开约120°。在其他实施方案中,可旋转的切削结构218可以彼此成角度地间隔开约150°。在其他实施方案中,可旋转的切削结构218可以彼此成角度地间隔开约180°。虽然本文公开了旋转轴的间隔的特定度(即,度数),本领域技术人员将认识到,可旋转的切削结构218可以彼此成角度地间隔开任何合适的量。
钻地工具200的多个刀片214中的每个刀片214可以包括与其固定的多个切削元件230。每个刀片214的多个切削元件230可以接近刀片214的旋转前导面232沿着刀片214的轮廓定位成行。
在一些实施方案中,多个滚刀218的多个切削元件220以及多个刀片214的多个切削元件230可以包括PDC切削元件230。另外,多个可旋转的切削结构218的多个切削元件220以及多个刀片214的多个切削元件230可以包括用于钻出钻孔和/或扩大钻孔的任何合适的切削元件配置。
图3是根据本公开的实施方案的钻地工具200的可旋转的切削结构组件212的部分横截面图。移除了可旋转的切削结构组件212的一些元件以便更好地示出可旋转的切削结构组件212的内部元件。可旋转的切削结构组件212的支腿216可以包括支腿部分236和用于将可旋转的切削结构218可旋转地安装到支腿216的支腿部分236的头部238。头部238可以包括主体部分240和指引部分242,并且润滑剂通道244可以延伸穿过头部238到达头部238的主体部分240的外径。举例来说,可以如Kulkarni在2015年4月14日发布的美国专利9,004,198中所描述来配置头部238,所述美国专利的公开内容以全文引用的方式并入本文中。头部238的主体部分240可以相对于支腿216的支腿部分236的纵轴成锐角从支腿216的支腿部分236延伸。指引部分242可以从主体部分240的远端延伸。润滑剂通道244可以延伸穿过头部238并且延伸到头部238与可旋转的切削结构218的界面252。润滑剂254可以安置在头部238与可旋转的切削结构218的界面252处。
可旋转的切削结构组件212的可旋转的切削结构218可以包括主体246、多个切削元件220、用于接纳头部238的空腔248,以及在主体246中界定的密封通道250。空腔248可以形成于可旋转的切削结构218的主体246中,并且所述空腔的大小和形状可以被设计成接纳支腿216的头部238并且允许可旋转的切削结构218围绕头部238并相对于支腿216的支腿部分236旋转。在一些实施方案中,头部238的纵轴可以正交于可旋转的切削结构218的旋转方向。换句话说,可旋转的切削结构218的旋转轴228和头部238的纵轴可以共线。可旋转的切削结构218的多个切削元件220可以从可旋转的切削结构218的外表面222延伸。可以在可旋转的切削结构218的主体246中以及在支腿216的头部238与可旋转的切削结构218的主体246的界面252处界定密封通道250。可以将密封件256安置在密封通道250中并且可以用于防止润滑剂254从头部238与可旋转的切削结构218的主体246的界面252逸离。此外,在一些实施方案中,可以将至少一个滚珠轴承组件258安置在头部238与可旋转的切削结构218的主体246的界面252处。举例来说,在一些实施方案中,可旋转的切削结构组件212可以包括Kulkarni在2015年4月14日发布的美国专利9,004,198中描述的轴承组件,所述美国专利的公开内容以全文引用的方式并入本文中。
根据本公开的实施方案,可旋转的切削结构组件212还包括用于向可旋转的切削结构218施加制动转矩的阻力致动器260。举例来说,阻力致动器260可以在可旋转的切削结构218与支腿216的头部238之间产生旋转阻力。换句话说,阻力致动器260可以向可旋转的切削结构218相对于支腿216的头部238和支腿部分236的旋转强加至少某一阻力。换句话说,阻力致动器260在被致动时可以防止可旋转的切削结构218围绕支腿216的头部238自由地旋转。因此,阻力致动器260可以强加围绕可旋转的切削结构218的旋转轴228的制动转矩(例如,非零制动转矩)。此外,结果是,阻力致动器260在被致动时可以减慢可旋转的切削结构218围绕钻头主体202的支腿216的头部238的旋转,这可以通过在钻孔程序期间接触地层118而自然地发生。在一些实施方案中,阻力致动器260可以至少基本上停止可旋转的切削结构218的旋转。在一些实施方案中,阻力致动器260可以改变可旋转的切削结构218围绕钻头主体202的支腿216的头部238的旋转速度。为了阐明并且有助于对阻力致动器260和可旋转的切削结构218的描述,阻力致动器260将在本文被描述为对可旋转的切削结构218“强加旋转阻力”。
在一些实施方案中,阻力致动器260可以在钻地工具200的整个旋转或者部分旋转的过程中间歇地对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。在一些实施方案中,阻力致动器260可以在钻地工具200的整个旋转或者部分旋转的过程中选择性地对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。在一些实施方案中,阻力致动器260可以在钻地工具200的整个旋转或者部分旋转的过程中连续地对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。
在一些实施方案中,如图3中所示,可以在可旋转的切削结构218的主体246与支腿216的头部238的界面252处将阻力致动器260安置在可旋转的切削结构218的主体246内。在一些实施方案中,阻力致动器260可以包括以下各者中的一者或多者:阻力制动器(例如,衬垫)、电磁制动器、机电制动器、马达、离合器、磁流变流体、电流变流体、自激励制动器、涡电流制动器,或者任何其他阻力产生设备。
图4是具有包括阻力制动器402的阻力致动器260的可旋转的切削结构组件212的放大的部分横截面图。阻力制动器402可以包括至少一个衬垫404、流体406、流体线路408,以及具有活塞412的流体腔室410。可以接近头部238安置至少一个衬垫404,并且所述至少一个衬垫可以被配置成在被致动时压在头部238上。流体线路408可以可操作地耦合到所述至少一个衬垫404并且可以延伸到流体腔室410。阻力制动器402可以类似于在本领域中已知的盘式制动器而起作用。举例来说,活塞412在被致动时可以通过流体线路408将流体406推出流体腔室410,并且可以致使将至少一个衬垫404压在头部238上从而引起摩擦。将至少一个衬垫404压在支腿216的头部238上可以对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。
图5是具有阻力致动器260的其他可旋转的切削结构组件212的部分横截面图,所述阻力致动器包括耦合到可旋转的切削结构218的马达502。在这些实施方案中,阻力致动器260可以包括轴杆504,所述轴杆固定地耦合到可旋转的切削结构218的主体246并且沿着可旋转的切削结构218的旋转轴228而延伸到支腿216的头部238中。马达502可以安置在支腿216的头部238内并且可以可操作地耦合到轴杆504。在一些实施方案中,马达502可以包括用于对可旋转的切削结构218强加转矩的发电机或者任何其他设备。马达502在被致动时可以与轴杆504啮合并且可以致使可旋转的切削结构218在旋转时必须与由马达502提供的阻力相抵地转动马达502,这继而对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。替代地,可以在可旋转的切削结构218的旋转方向上致动马达502以将可旋转的切削结构218的旋转速度增加到由于与地层接触而引起的速度以上。
图6是具有阻力致动器260的可旋转的切削结构组件212的放大的部分横截面图,所述阻力致动器包括磁流变流体或者电流变流体作为阻力致动器260。阻力致动器260可以还包括至少一个电磁体602,所述至少一个电磁体经由电线606而可操作地耦合到电源604。所述磁流变流体或者电流变流体可以用作润滑剂254,并且在头部238与可旋转的切削结构218的界面252处安置在头部238与可旋转的切削结构218之间。所述至少一个电磁体602可以定位成并配置成调整磁流变流体或者电流变流体的粘度,并且因此调整对可旋转的切削结构218强加的旋转阻力的量。举例来说,可以接近头部238与可旋转的切削结构218的界面252而安置至少一个电磁体602。增加磁流变流体或者电流变流体的粘度可以增加对可旋转的切削结构218强加的旋转阻力的量。此外,减小磁流变流体或者电流变流体的粘度可以减小对可旋转的切削结构218强加的旋转阻力的量。
在一些实施方案中,对可旋转的切削结构218强加旋转阻力所需的力可以相对大。因此,在一些实施方案中,阻力致动器260可以包括自激励制动器(例如,使用通过摩擦产生的力来增加夹持力的制动器),以便需要较小的输入力(例如,功率)来对可旋转的切削结构218强加旋转阻力。举例来说,在这些实施方案中,阻力致动器260可以包括蹄鼓式制动器、带式制动器和双伺服制动器中的一者或多者。
图7是可旋转地安装到支腿216的头部238的可旋转的切削结构218的前方横截面图,所述可旋转的切削结构具有包括自激励制动器的阻力致动器260。举例来说,如图7中所示,阻力致动器260可以包括蹄鼓式制动器710。在这些实施方案中,蹄鼓式制动器710可以包括领蹄712、从蹄714、第一衬垫716、第二衬垫718和扩张器720。领蹄712和从蹄714可以安置在支腿216的头部238内,并且一端可以枢转地连接到头部238,并且第一衬垫716和第二衬垫718可以分别附接到所述领蹄712和所述从蹄714,并且可以定位成在头部238与可旋转的切削结构218的界面252处压在可旋转的切削结构218的主体246上。扩张器720可以在领蹄712和从蹄714的与枢转连接的端部相对的端部处安置在领蹄712与从蹄714之间。扩张器720可以被配置成分离领蹄712和从蹄714,并且因此致使领蹄712和从蹄714围绕它们的枢转连接的端部枢转,并且将第一衬垫716和第二衬垫718压在可旋转的切削结构218的主体246上。举例来说,蹄鼓式制动器710可以通过与在本领域中已知的蹄鼓式制动器类似的方式起作用。在致动蹄鼓式制动器710时,领蹄712的第一衬垫716可以压在可旋转的切削结构218上,并且在第一衬垫716上经历的摩擦力可以致使领蹄712围绕其枢转连接的端部进行枢转,并且进一步将第一衬垫716压在可旋转的切削结构218上,从而增加将第一衬垫716压在可旋转的切削结构218上的力。因此,蹄鼓式制动器710是自激励的。另外,将领蹄712的第一衬垫716和从蹄714的第二衬垫718压在可旋转的切削结构218的主体246上可以向可旋转的切削结构218强加旋转阻力。
图8至图10是根据本公开的其他实施方案的钻地工具200的其他可旋转的切削结构组件212的部分横截面图。如图8中所示,在一些实施方案中,可以将阻力致动器260安置在支腿216的头部238内以及可旋转的切削结构218的主体246与头部238的界面252处。如图9中所示,在一些实施方案中,可以将阻力致动器260安置在支腿216的支腿部分236内并且接近可旋转的切削结构218的主体246,使得阻力致动器260可以向可旋转的切削结构218强加旋转阻力。本领域技术人员将认识到,可以将阻力致动器260安置在钻地工具200的支腿216内的将允许阻力致动器260向可旋转的切削结构218的旋转强加阻力的任何地方。如图10中所示,在一些实施方案中,阻力致动器260可以包括从可旋转的切削结构218的沿径向最内端226延伸的轴杆302和耦合到轴杆302的制动机构304。制动机构304可以接近钻地工具200的轴向中心204而附接到刀片214。制动机构304可以通过向轴杆302的旋转施加阻力而向可旋转的切削结构218的旋转强加阻力。举例来说,制动机构304可以包括上文描述的阻力致动器260中的任一者。
一起参看图1和图10,例如,可以将图10的阻力致动器260安置在由于可旋转的切削结构218的沿径向最内端226远离轴向中心204而产生的在可旋转的切削结构218与钻地工具200的轴向中心204之间的空间中,如上文关于图1所描述。
一起参看图1至图10,向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的至少一个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使将钻地工具200的刀片214推进钻地工具200在钻孔操作期间钻出的钻孔102的侧壁138中。换句话说,向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的至少一个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使钻地工具200至少部分围绕可旋转的切削结构218(例如,被强加旋转阻力的可旋转的切削结构218)枢转(例如,旋转、转动、回转、绕转和/或自旋),并且可以致使钻地工具200将后刀片214(即,在可旋转的切削结构218后面的刀片214)推进钻地工具200在钻孔操作期间钻出的钻孔102的侧壁138中。在一些实施方案中,向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的至少一个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使将钻地工具200的在角度上以约75°到约145°拖带至少一个可旋转的切削结构218的刀片214推进钻孔102的侧壁138中。换句话说,被推进侧壁138中的刀片214的前导面232和被强加旋转阻力的可旋转的切削结构218的旋转轴228可以界定在约75°到约145°的范围内的角度。举例来说,在一些实施方案中,所述角度可以是约90°。在其他实施方案中,所述角度可以是约120°。
在一些实施方案中,向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的至少一个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使将钻地工具200的另一部分(作为刀片214的代替或补充)推进钻地工具200在钻孔操作期间钻出的钻孔102的侧壁138中。举例来说,在一些实施方案中,向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的至少一个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使将可旋转的切削结构组件212的另一可旋转的切削结构218或者支腿中的一者或多者推进钻地工具200在钻孔操作期间钻出的钻孔102的侧壁138中。
将后刀片214推进钻地工具200钻出的钻孔102的侧壁138(例如,纵向内壁)中可以致使将后刀片214侧向切削到钻孔102的侧壁138中。举例来说,在一些实施方案中,钻地工具200的多个刀片214可以具有侧向切削能力。作为非限制性实例,钻地工具200的多个刀片214可以包括具有用于侧向切削的定向的切削元件,如Pessier等在2011年11月1日发布的美国专利8,047,307中所描述,所述美国专利的公开内容以全文引用的方式并入本文中。致使后刀片214侧向切削到钻孔102的侧壁138中可以致使钻地工具200致使钻孔102造斜(例如,钻孔102的长度(例如,深度)上的倾斜度的变化)。换句话说,致使后刀片侧向切削到钻孔102的侧壁138中可以致使钻地工具200改变钻地工具200钻孔的方向。换句话说,致使后刀片侧向切削到钻孔102的侧壁138中可以更改钻地工具200在钻孔102内的轨迹。
图11是安置在钻孔102内的图1的钻地工具200的多个刀片214和多个可旋转的切削结构218的顶部部分横截面图。移除了钻地工具200的一些元件以更好地示出钻地工具200的内部元件。在一些实施方案中,向钻地工具200的一个或多个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以与钻地工具200的一个或多个可旋转的切削结构218相对于钻孔102的角位置同步。举例来说,可以在钻地工具200在钻孔102内的每次完整旋转的一部分期间向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。此外,可以在钻地工具200的多个旋转内在钻地工具200的每次完整旋转的相同部分期间向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。举例来说,可以在完整旋转的90°(例如,四分之一转)内向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。在一些实施方案中,可以在完整旋转的120°(例如,三分之一转)内向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。虽然描述了钻地工具200的完整旋转的特定部分,但本领域技术人员将容易认识到,可以在钻地工具200的完整旋转的任何部分向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。
在一些实施方案中,当多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218在钻地工具200的完整旋转的相对于地层的角位置范围(例如,一部分)内时,可以向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218添加旋转阻力。举例来说,当多个可旋转的切削结构218中的第一可旋转的切削结构218在钻地工具200的完整旋转的所述角位置范围(例如,一部分)内时,可以向所述第一可旋转的切削结构218添加旋转阻力,并且在第一可旋转的切削结构218离开所述角位置范围时可以移除所述旋转阻力。在多个可旋转的切削结构218中的第二不同的可旋转的切削结构218到达钻地工具200的完整旋转的角位置范围时,可以向所述第二可旋转的切削结构218添加旋转阻力,并且在第二可旋转的切削结构218离开所述角位置范围时可以移除所述旋转阻力。
在钻地工具200的多个旋转内在钻地工具200的每次完整旋转的相同部分内向钻地工具200的可旋转的切削结构218或者多个可旋转的切削结构218添加旋转阻力可以致使后刀片214在钻地工具200的每次旋转期间在相同位置切削到钻孔102的侧壁138中。因此,钻地工具200和钻孔102可以在钻地工具200(例如,后刀片214)侧向切削到钻孔102的侧壁138中的方向上造斜。
作为非限制性实例并且如图11中所示,当每个可旋转的切削结构218的旋转轴228处于在X方向702与垂直于X方向702(例如,约90°)的Y方向704之间的角位置内时,可以向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218添加旋转阻力。此外,对于将以约90°拖带每个可旋转的切削结构218的刀片214推进钻孔102的侧壁138中的实施方案,当在图11中示出的X方向702与Y方向704之间的角位置内向可旋转的切削结构218添加旋转阻力时,钻地工具200可以在如图11中所示的造斜方向706上造斜。
在由发明人执行的第一模拟测试中,在可旋转的切削结构218相对于钻孔102的相同角位置(或者钻地工具200的旋转)处向钻地工具200的多个可旋转的切削结构218中的每个可旋转的切削结构218添加旋转阻力(例如,制动转矩)会产生钻地工具200的与用于定向钻井的常规的钻孔马达组件和旋转可操纵系统(“RSS”)(例如,可以从Baker HughesInternational of Houston,TX购得的旋转可操纵系统)同等的造斜率。在第一测试中,在钻地工具200的每次完整旋转的相同90°内对可旋转的切削结构218强加约100英尺-磅(约135.6焦耳)的制动转矩的情况下模拟钻地工具200以120转/分钟(“RPM”)钻进石灰石中。钻地工具200在0.8英寸(2.032cm)(约16转)的钻孔距离(“dz”)上经历了与钻孔102的纵向长度正交的平面(例如,图6的平面)内的X方向702上的约0.006英寸(0.0152cm)的变化(“dx”)以及在所述平面内的垂直于所述x方向702的Y方向704上的约0.006英寸(0.0152cm)的变化(“dy”)。此外,钻地工具200经历了所述平面内的约0.008英寸(2.032cm)的方向上的总变化(“dl”)(即,侧向切削的总距离,因此,钻地工具200经历的造斜率(dl/dz)是约0.011(约6°/100英尺100英尺;约6°/135.6焦耳)。被添加了旋转阻力的可旋转的切削结构218经历RPM上的约4%的减小(约4RPM)。
在由发明人执行的第二模拟测试中,在钻地工具200的每次完整旋转的90°(即,四分之一转)内对可旋转的切削结构218强加约200英尺-磅(约271.2焦耳)的制动转矩的情况下模拟钻地工具200以120转/分钟(“RPM”)钻进石灰石中。钻地工具200在0.8英寸(2.032cm)(约16转)的钻孔距离(“dz”)上经历了X方向702上的约0.011英寸(0.0279cm)的变化(“dx”)以及Y方向704上的约0.011英寸(0.0279cm)的变化(“dy”)。此外,钻地工具200经历了约0.016英寸(0.0406cm)的方向上的总变化(“dl”)(即,侧向切削的总距离,因此,钻地工具200经历的造斜率(dl/dz)是约0.02(约12°/100英尺)(约12°/30.4m)。
一起参看图1至图11,钻地工具200的每个阻力致动器260(例如,钻地工具200的每个可旋转的切削结构组件212的阻力致动器260)可以由钻井组件114的控制器单元142和表面控制单元128中的一者或多者控制。在一些实施方案中,钻地工具200的阻力致动器260可以由钻井组件114的控制器单元142和表面控制单元128中的一者或多者主动地控制。出于解释清楚起见,在本文将把阻力致动器260描述为由控制器单元142控制。然而,应理解,本文描述的动作中的任一者可以由控制器单元142和表面控制单元128中的一者或多者执行。
控制器单元142可以向阻力致动器260提供电信号、功率和/或通信信号以操作阻力致动器260。举例来说,控制器单元142和/或表面控制单元128可以经由延伸穿过钻地工具200和/或钻柱110的线路而可操作地耦合到阻力致动器260。在一些实施方案中,操作钻柱110和钻井组件114的操作者可以主动地控制钻地工具200的阻力致动器260,并且因此实时地控制钻孔102的造斜率。在一些实施方案中,可以由控制器单元142基于由传感器140中的一者或多者获取的数据来自动地主动地控制钻地工具200的阻力致动器260。举例来说,传感器140中的一者或多者可以获取关于井下条件(例如,在钻孔102内)的数据,并且控制器单元142可以响应于所述条件来操作多个可旋转的切削结构组件212的阻力致动器260。此类条件可以包括地层118特性、振动(侧向和轴向的扭转)、WOB、DOC的突变、所要的ROP、粘着滑动、温度、压力、钻孔102的深度、钻地工具200在地层118中的位置等。
此外,在一些实施方案中,钻孔102的所要的曲线可以是已知的,并且控制器单元142可以经编程以计算钻孔102在一个或多个方向上的所需的造斜率以实现钻孔102的所要的曲线。举例来说,地层118内的目标点(例如,油源、地层类型、流体源等)可以是已知的,并且控制器单元142可以经编程以计算钻孔102到达所述目标点的在一个或多个方向上的所需的造斜率,并且控制器单元142可以操作阻力致动器260,使得将钻井组件114引导到并且到达所述目标点。换句话说,控制器单元142可以操作钻地工具200的阻力致动器260以使用钻地工具200来执行定向钻井。举例来说,控制器单元142可以操作钻地工具200的阻力致动器260以钻出水平井、调直歪斜(例如,弯曲)的钻孔、执行侧钻、执行地质导向、执行地质停止等。
图12示出本公开的模拟的钻地工具200(图2)的造斜率802与具有边荷载的模拟的多晶金刚石复合片(“PDC”)钻头的造斜率804的图形比较800。一起参看图2和图12,模拟钻地工具200以30英尺/小时(9.14米/小时)的速率钻孔。进一步模拟钻地工具200具有以约90°拖带可旋转的切削结构218的刀片214。在钻地工具200的每次完整旋转的约90°内向可旋转的切削结构218添加旋转阻力。模拟PDC钻头以60英尺/小时(18.28米/小时)的速率钻孔并且具有2000磅(约907.2kg)的边荷载(例如,推靠式钻头RSS)。如图12中所示,本公开的钻地工具200经历与PDC钻头基本上相同的造斜率。此外,如所示,本公开的钻地工具200在轴向位置没有实质变化(例如,由PDC钻头经历的“下跪”并且如图12中所示)的情况下避免了侧向位置的突变。通过避免“下跪”,本公开的钻地工具200可以通过提供更可预测和一致的造斜率而提供优于RSS的优势。
再次一起参看图1至图11,在一些实施方案中,可以向多个可旋转的切削结构218中的第一可旋转的切削结构218添加旋转阻力,并且可以在于钻地工具200的完整旋转的一部分期间的相同时间增加与多个可旋转的切削结构218中的所述第一可旋转的切削结构218相对的第二可旋转的切削结构218(例如,钻地工具200的相对侧上的可旋转的切削结构218)的旋转。举例来说,第一可旋转的切削结构218的旋转轴228和第二可旋转的切削结构218的旋转轴可以相隔约180°,并且马达可以耦合到第二可旋转的切削结构218以增加第二可旋转的切削结构218的旋转速度。增加第二可旋转的切削结构218的旋转速度可以增加第一可旋转的切削结构218致使钻地工具200对钻孔102的侧壁138进行侧向切削的效能。举例来说,增加第二可旋转的切削结构218的旋转速度可以增加将在第一可旋转的切削结构218后面的刀片214推进钻孔102的侧壁138中的力。
在下文描述本公开的额外的非限制性示例性实施方案。
实施方案1:一种钻地工具,所述钻地工具包括:主体;以及至少一个可旋转的切削结构组件,所述至少一个可旋转的切削结构组件耦合到所述主体并且包括:支腿,所述支腿从所述主体延伸;可旋转的切削结构,所述可旋转的切削结构可旋转地耦合到所述支腿;以及阻力致动器,所述阻力致动器被配置成相对于所述支腿对所述可旋转的切削结构强加旋转阻力。
实施方案2:实施方案1的钻地工具,还包括耦合到所述钻地工具的所述主体的至少一个刀片。
实施方案3:实施方案1或者实施方案2的钻地工具,其中所述至少一个可旋转的切削结构组件的所述支腿还包括:支腿部分,所述支腿部分从主体延伸;以及头部,所述头部用于将所述可旋转的切削结构可旋转地耦合到所述支腿并且从所述支腿部分延伸,所述头部的纵轴与所述支腿的所述支腿部分的纵轴形成锐角。
实施方案4:实施方案3的钻地工具,其中所述阻力致动器安置在所述可旋转的切削结构的主体内以及所述可旋转的切削结构的所述主体与所述支腿的所述头部的界面处。
实施方案5:实施方案3的钻地工具,其中所述阻力致动器在所述可旋转的切削结构的主体与所述支腿的所述头部的界面处安置在所述头部内。
实施方案6:实施方案1至5中的任一者的钻地工具,其中所述阻力致动器包括:轴杆,所述轴杆从至少一个可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的沿径向最内端延伸;以及制动机构,所述制动机构耦合到所述轴杆并且被配置成向所述轴杆强加旋转阻力。
实施方案7:实施方案1至6中的任一者的钻地工具,其中所述阻力致动器安置在至少一个可旋转的切削结构组件的支腿与至少一个可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的界面处。
实施方案8:实施方案1至7中的任一者的钻地工具,其中所述至少一个可旋转的切削结构组件包括多个可旋转的切削结构组件。
实施方案9:实施方案1至8中的任一者的钻地工具,还包括位于多个可旋转的切削结构组件中的相邻的可旋转的切削结构组件之间的至少一个刀片。
实施方案10:实施方案1至9中的任一者的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的第一可旋转的切削结构的旋转轴与所述多个可旋转的切削结构组件中的第二相邻的可旋转的切削结构的旋转轴间隔开约180°。
实施方案11:实施方案1至9中的任一者的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的第一可旋转的切削结构的旋转轴与所述多个可旋转的切削结构组件中的第二相邻的可旋转的切削结构的旋转轴间隔开约120°。
实施方案12:实施方案1至11中的任一者的钻地工具,其中多个可旋转的切削结构组件中的可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的旋转轴与拖带可旋转的切削结构的刀片的前导面间隔开约120°。
实施方案13:实施方案1至11中的任一者的钻地工具,其中多个可旋转的切削结构组件中的可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的旋转轴与拖带可旋转的切削结构的刀片的前导面间隔开约90°。
实施方案14:实施方案1至13中的任一者的钻地工具,其中所述阻力致动器被配置成在钻地工具在钻孔内的每次完整旋转的一部分内对可旋转的切削结构强加旋转阻力。
实施方案15:实施方案1至14中的任一者的钻地工具,还包括控制器单元,所述控制器单元可操作地耦合到阻力致动器并且被配置成操作所述阻力致动器。
实施方案16:一种钻出钻孔的方法,所述方法包括:使钻地工具在所述钻孔内旋转;致使对所述钻地工具的至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力以更改所述至少一个可旋转的切削结构的旋转速度;致使响应于对所述至少一个可旋转的切削结构强加的所述旋转阻力而将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中;以及使用所述钻地工具的所述部分对所述钻孔的所述侧壁进行侧向切削。
实施方案17:实施方案16的方法,其中致使将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中包括致使将所述钻地工具的刀片推进所述钻孔的所述侧壁中。
实施方案18:实施方案16或者实施方案17的方法,其中致使将所述钻地工具的刀片推进所述钻孔的侧壁中包括致使将具有以约120°拖带被强加旋转阻力的所述至少一个可旋转的切削结构的旋转轴的前导面的刀片推进所述钻孔的所述侧壁中。
实施方案19:实施方案16至18中的任一者的方法,其中致使将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中包括致使将所述钻地工具的另一可旋转的切削结构推进所述钻孔的所述侧壁中。
实施方案20:实施方案16至19中的任一者的方法,其中致使对所述钻地工具的至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力包括在所述钻地工具的完整旋转的约120°内对所述钻地工具的所述至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力。
在上文描述以及在附图中所说明的本公开的实施方案不限制本公开的范围,本公开的范围由所附权利要求以及它们的合法等效物的范围涵盖。任何等效的实施方案处于本公开的范围内。实际上,本领域技术人员将通过描述而明白除了本文所示出和描述的修改(例如,所描述的元件的替代性有用的组合)之外的本公开的各种修改。此类修改和实施方案也属于所附权利要求和等效物的范围。
Claims (20)
1.一种钻地工具,所述钻地工具包括:
主体;以及
至少一个可旋转的切削结构组件,所述至少一个可旋转的切削结构组件耦合到所述主体并且包括:
支腿,所述支腿从所述主体延伸;
可旋转的切削结构,所述可旋转的切削结构可旋转地耦合到所述支腿;以及
阻力致动器,所述阻力致动器被配置成相对于所述支腿对所述可旋转的切削结构强加旋转阻力。
2.如权利要求1所述的钻地工具,所述钻地工具还包括耦合到所述钻地工具的所述主体的至少一个刀片。
3.如权利要求1所述的钻地工具,其中所述至少一个可旋转的切削结构组件的所述支腿还包括:
支腿部分,所述支腿部分从主体延伸;以及
头部,所述头部用于将所述可旋转的切削结构可旋转地耦合到所述支腿并且从所述支腿部分延伸,所述头部的纵轴与所述支腿的所述支腿部分的纵轴形成锐角。
4.如权利要求3所述的钻地工具,其中所述阻力致动器安置在所述可旋转的切削结构的主体内并且安置在所述可旋转的切削结构的所述主体与所述支腿的所述头部的界面处。
5.如权利要求3所述的钻地工具,其中所述阻力致动器在所述可旋转的切削结构的主体与所述支腿的所述头部的界面处安置在所述头部内。
6.如权利要求1所述的钻地工具,其中所述阻力致动器包括:
轴杆,所述轴杆从所述至少一个可旋转的切削结构组件的所述可旋转的切削结构的径向最内端延伸;以及
制动机构,所述制动机构耦合到所述轴杆并且被配置成向所述轴杆强加旋转阻力。
7.如权利要求1所述的钻地工具,其中所述阻力致动器安置在所述至少一个可旋转的切削结构组件的所述支腿与所述至少一个可旋转的切削结构组件的所述可旋转的切削结构的界面处。
8.如权利要求1所述的钻地工具,其中所述至少一个可旋转的切削结构组件包括多个可旋转的切削结构组件。
9.如权利要求8所述的钻地工具,所述钻地工具还包括位于所述多个可旋转的切削结构组件中的相邻的可旋转的切削结构组件之间的至少一个刀片。
10.如权利要求8所述的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的第一可旋转的切削结构的旋转轴与所述多个可旋转的切削结构组件中的第二相邻的可旋转的切削结构的旋转轴间隔开约180°。
11.如权利要求8所述的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的第一可旋转的切削结构的旋转轴与所述多个可旋转的切削结构组件中的第二相邻的可旋转的切削结构的旋转轴间隔开约120°。
12.如权利要求8至11中任一项所述的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的旋转轴与拖带所述可旋转的切削结构的刀片的前导面间隔开约120°。
13.如权利要求8至11中任一项所述的钻地工具,其中所述多个可旋转的切削结构组件中的可旋转的切削结构组件的可旋转的切削结构的旋转轴与拖带所述可旋转的切削结构的刀片的前导面间隔开约90°。
14.如权利要求1至7中任一项所述的钻地工具,其中所述阻力致动器被配置成在所述钻地工具在钻孔内的每次完整旋转的一部分旋转内对所述可旋转的切削结构强加旋转阻力。
15.如权利要求1至7中任一项所述的钻地工具,所述钻地工具还包括控制器单元,所述控制器单元可操作地耦合到所述阻力致动器并且被配置成操作所述阻力致动器。
16.一种钻出钻孔的方法,所述方法包括:
使钻地工具在所述钻孔内旋转;
致使对所述钻地工具的至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力以更改所述至少一个可旋转的切削结构的旋转速度;
致使响应于对所述至少一个可旋转的切削结构强加的所述旋转阻力而将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中;以及
使用所述钻地工具的所述部分对所述钻孔的所述侧壁进行侧向切削。
17.如权利要求16所述的方法,其中致使将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中包括致使将所述钻地工具的刀片推进所述钻孔的所述侧壁中。
18.如权利要求17所述的方法,其中致使将所述钻地工具的刀片推进所述钻孔的侧壁中包括致使将具有以约120°拖带被强加旋转阻力的所述至少一个可旋转的切削结构的旋转轴的前导面的刀片推进所述钻孔的所述侧壁中。
19.如权利要求16所述的方法,其中致使将所述钻地工具的一部分推进所述钻孔的侧壁中包括致使将所述钻地工具的另一可旋转的切削结构推进所述钻孔的所述侧壁中。
20.如权利要求17所述的方法,其中致使对所述钻地工具的至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力包括在所述钻地工具的完整旋转的约120°内对所述钻地工具的所述至少一个可旋转的切削结构强加旋转阻力。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15/060991 | 2016-03-04 | ||
US15/060,991 US10196859B2 (en) | 2016-03-04 | 2016-03-04 | Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods |
PCT/US2017/020399 WO2017151885A1 (en) | 2016-03-04 | 2017-03-02 | Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109104871A true CN109104871A (zh) | 2018-12-28 |
CN109104871B CN109104871B (zh) | 2020-09-22 |
Family
ID=59722798
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201780024459.7A Active CN109104871B (zh) | 2016-03-04 | 2017-03-02 | 钻头、可旋转的切削结构、具有可调整的旋转阻力的切削结构以及相关方法 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10196859B2 (zh) |
CN (1) | CN109104871B (zh) |
CA (1) | CA3016543C (zh) |
GB (1) | GB2564342B (zh) |
NO (1) | NO20181253A1 (zh) |
SA (1) | SA518392351B1 (zh) |
WO (1) | WO2017151885A1 (zh) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10907414B2 (en) * | 2017-11-09 | 2021-02-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods |
US10837234B2 (en) | 2018-03-26 | 2020-11-17 | Novatek Ip, Llc | Unidirectionally extendable cutting element steering |
US11002077B2 (en) | 2018-03-26 | 2021-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole cross-section steering |
US10633923B2 (en) * | 2018-03-26 | 2020-04-28 | Novatek Ip, Llc | Slidable rod downhole steering |
US10801266B2 (en) * | 2018-05-18 | 2020-10-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools having fixed blades and rotatable cutting structures and related methods |
US11105384B2 (en) * | 2019-07-11 | 2021-08-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Magnetorheological braking for well tubulars |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3853184A (en) * | 1970-09-04 | 1974-12-10 | D Mccullough | Means for detecting wear on well drill bits |
US20130192898A1 (en) * | 2012-01-26 | 2013-08-01 | Hydro Leduc | Hydraulic brake for drilling-bit |
US20130313021A1 (en) * | 2011-11-15 | 2013-11-28 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid Drill Bits Having Increased Drilling Efficiency |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4690228A (en) * | 1986-03-14 | 1987-09-01 | Eastman Christensen Company | Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear |
US5211510A (en) | 1990-12-12 | 1993-05-18 | Kidoh Construction Co., Ltd. | Propulsion method of pipe to be buried without soil discharge and an excavator |
US6484819B1 (en) * | 1999-11-17 | 2002-11-26 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
US6601660B1 (en) | 2000-06-08 | 2003-08-05 | Smith International, Inc. | Cutting structure for roller cone drill bits |
US6634441B2 (en) * | 2000-08-21 | 2003-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for detecting roller bit bearing wear through cessation of roller element rotation |
US6691804B2 (en) * | 2001-02-20 | 2004-02-17 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
US7182154B2 (en) * | 2003-05-28 | 2007-02-27 | Harrison William H | Directional borehole drilling system and method |
US7845435B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and method of drilling |
US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
US7819208B2 (en) | 2008-07-25 | 2010-10-26 | Baker Hughes Incorporated | Dynamically stable hybrid drill bit |
US8047307B2 (en) | 2008-12-19 | 2011-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles |
US8157026B2 (en) | 2009-06-18 | 2012-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid bit with variable exposure |
US9004198B2 (en) | 2009-09-16 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | External, divorced PDC bearing assemblies for hybrid drill bits |
EP2588704B1 (en) * | 2010-06-29 | 2017-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with anti-tracking features |
US8528661B2 (en) * | 2010-10-27 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with electrical power generation devices |
MX2016015278A (es) | 2014-05-23 | 2017-03-03 | Baker Hughes Inc | Broca hibrida con elementos de cono de rodillo unidos mecanicamente. |
US10145215B2 (en) * | 2014-12-31 | 2018-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit with electrical power generator |
-
2016
- 2016-03-04 US US15/060,991 patent/US10196859B2/en active Active
-
2017
- 2017-03-02 CN CN201780024459.7A patent/CN109104871B/zh active Active
- 2017-03-02 GB GB1816104.2A patent/GB2564342B/en not_active Expired - Fee Related
- 2017-03-02 CA CA3016543A patent/CA3016543C/en not_active Expired - Fee Related
- 2017-03-02 WO PCT/US2017/020399 patent/WO2017151885A1/en active Application Filing
-
2018
- 2018-09-04 SA SA518392351A patent/SA518392351B1/ar unknown
- 2018-09-26 NO NO20181253A patent/NO20181253A1/en unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3853184A (en) * | 1970-09-04 | 1974-12-10 | D Mccullough | Means for detecting wear on well drill bits |
US20130313021A1 (en) * | 2011-11-15 | 2013-11-28 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid Drill Bits Having Increased Drilling Efficiency |
US20130192898A1 (en) * | 2012-01-26 | 2013-08-01 | Hydro Leduc | Hydraulic brake for drilling-bit |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10196859B2 (en) | 2019-02-05 |
GB2564342B (en) | 2021-07-14 |
WO2017151885A1 (en) | 2017-09-08 |
US20170254150A1 (en) | 2017-09-07 |
SA518392351B1 (ar) | 2022-10-25 |
NO20181253A1 (en) | 2018-09-26 |
CN109104871B (zh) | 2020-09-22 |
GB2564342A (en) | 2019-01-09 |
CA3016543A1 (en) | 2017-09-08 |
CA3016543C (en) | 2021-01-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109104871A (zh) | 钻头、可旋转的切削结构、具有可调整的旋转阻力的切削结构以及相关方法 | |
CN108368728A (zh) | 包括可被动调节的冲击性改动构件的钻地工具及相关方法 | |
US20210246727A1 (en) | Method, Apparatus by Method, and Apparatus of Guidance Positioning Members for Directional Drilling | |
US8201642B2 (en) | Drilling assemblies including one of a counter rotating drill bit and a counter rotating reamer, methods of drilling, and methods of forming drilling assemblies | |
US8584776B2 (en) | Methods, systems, and tool assemblies for distributing weight between an earth-boring rotary drill bit and a reamer device | |
US8534384B2 (en) | Drill bits with cutters to cut high side of wellbores | |
BR9917717B1 (pt) | método de perfuração de um furo de sondagem desviado. | |
US11434696B2 (en) | Directional drilling systems and methods | |
CN107208476A (zh) | 对井下钻井工具的可调节式切割深度控制 | |
US9644428B2 (en) | Drill bit with a hybrid cutter profile | |
US9803451B2 (en) | Methods of designing and forming earth boring tools using a plurality of depth of cut values | |
CN209653969U (zh) | 钻土工具 | |
US20030136588A1 (en) | Roller cone drill bit having designed walk characteristics | |
US10655395B2 (en) | Earth-boring drill bits with controlled cutter speed across the bit face, and related methods | |
US10557318B2 (en) | Earth-boring tools having multiple gage pad lengths and related methods | |
GB2356418A (en) | Method of drilling a borehole | |
US10907414B2 (en) | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods | |
US11319756B2 (en) | Hybrid reamer and stabilizer | |
US10704336B2 (en) | Earth boring tools having fixed blades, rotatable cutting structures, and stabilizing structures and related methods | |
US7849940B2 (en) | Drill bit having the ability to drill vertically and laterally | |
US20210388678A1 (en) | Matching of primary cutter with backup cutter | |
Wang et al. | Well-deviation control techniques for strong dipping strata |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
CB02 | Change of applicant information | ||
CB02 | Change of applicant information |
Address after: Texas in the United States Applicant after: Ge (GE) Beck Hughes Ltd Address before: American Texas Applicant before: Ge (GE) Beck Hughes Ltd |
|
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |