DE112012000985T5

DE112012000985T5 - Fluidbohrkopfdüsebauweise

Info

Publication number: DE112012000985T5
Application number: DE112012000985.1T
Authority: DE
Inventors: Scott Christopher Adam; David Barry; Peter Lugg
Original assignee: CMTE Development Ltd
Current assignee: CMTE Development Ltd
Priority date: 2011-02-25
Filing date: 2012-02-23
Publication date: 2014-04-03
Also published as: CN103429838A; AU2012220354A1; US20130319773A1; PL226832B1; CN103429838B; RU2586832C2; RU2016111932A3; RU2013140288A; RU2016111932A; CA2827989A1; AU2012220354B2; PL406176A1; WO2012113024A1

Abstract

Fluidschneidkopf (8) des Typs, der mehrere Düsen in einer drehbaren Düsenbaugruppe (9) zum Schneiden eines Bohrlochs in Gestein aufweist, wobei die Düsen eingerichtet sind, mit einem Hochdruck-Bohrfluid versorgt zu werden, um Strahlen zu bilden, die positioniert sind, benachbartes Gestein zu schneiden. Die Düsen enthalten eine oder mehrere allgemein axial gerichtete Führungsdüse (1 und 2) und eine oder mehrere allgemein radial gerichtete Räumdüse (3, 4, 5 und 6), wobei mindestens die Führungsdüsen durch einen sich nicht verjüngenden Auslassabschnitt gekennzeichnet sind, dergestalt, dass der von dort ausgehende Strahl einen im Wesentlichen konstanten Querschnitt in einer Zone unmittelbar neben dem Auslassabschnitt aufweist. Die Führungsdüsen sind in einem Vorderteil (26) der drehbaren Düsenbaugruppe (9) angeordnet und haben einen minimierten Durchmesser, während die Räumdüsen in dem folgenden Teil (27) der drehbaren Düsenbaugruppe (9) angeordnet sind, der in einer Stufenform ausgebildet ist, um die Räumdüsen nahe dem Gestein zu halten.A fluid cutting head (8) of the type having a plurality of nozzles in a rotatable nozzle assembly (9) for cutting a borehole into rock, the nozzles being adapted to be supplied with a high pressure drilling fluid to form jets positioned adjacent thereto To cut rocks. The nozzles include one or more generally axially directed guide nozzles (1 and 2) and one or more generally radially directed clearing nozzles (3, 4, 5 and 6), wherein at least the guide nozzles are characterized by a non-tapered outlet portion such that the From there outgoing jet has a substantially constant cross section in a zone immediately adjacent to the outlet section. The guide nozzles are arranged in a front part (26) of the rotatable nozzle assembly (9) and have a minimized diameter, while the reaming nozzles are arranged in the following part (27) of the rotatable nozzle assembly (9), which is formed in a stepped shape around the Keep cleaning nozzles near the rock.

Description

Diese Erfindung betrifft die Bauweise der Düsen und der drehbaren Düsenbaugruppe für einen Fluidbohrkopf des Typs, der allgemein in unserer früheren internationalen Patentanmeldung PCT/AU02/01550 (internationale Veröffentlichungsnr. WO 03/04249I A1 ) beschrieben ist, deren Inhalt durch Querverweis in den vorliegenden Text aufgenommen wird.This invention relates to the construction of the nozzles and rotatable nozzle assembly for a fluid drill head of the type generally described in our earlier International Patent Application PCT / AU02 / 01550 (International Publication No. WO 03 / 04249I A1 ), the contents of which are incorporated herein by reference.

HINTERGRUND DER ERFINDUNGBACKGROUND OF THE INVENTION

In zuvor bekannten Formen von Fluidbohrköpfen ist es üblich gewesen, einen Düsentyp zu verwenden, der als eine „Horndüse” bekannt ist und einen divergierenden Auslassabschnitt aufweist, der ausgelegt ist, eine kraftvolle Kavitationswolke zum Schneiden oder Brechen von Gestein während des Bohrvorgangs zu erzeugen. Eine solche Vorrichtung ist in 2 dieser Spezifikation gezeigt.In previously known forms of fluid drill heads, it has been customary to use a nozzle type known as a "horn nozzle" which has a divergent outlet portion adapted to create a powerful cavitation cloud for cutting or breaking rock during the drilling operation. Such a device is in 2 shown in this specification.

Weiterführende Forschungsarbeiten der Anmelder haben gezeigt, dass die Kavitationswolke, die durch Horndüsen dieses Typs erzeugt wird, zwar in der Tat kraftvoll ist, dass sie aber an einer Position erzeugt wird, die von dem Düsenauslass entfernt liegt. Die Zone zwischen der Kavitationswolke und dem Düsenauslass ist eine „Totzone”, die beim Schneiden von Gestein neben dem Düsenauslass wirkungslos ist. Dementsprechend ist die Platzierung solcher Düsen zum Erreichen einer gleichmäßigen und selbstvoranschiebenden Geometrie sehr schwierig, weil sich die Totzone unmittelbar vor den Führungsstrahlen an der Vorderkante des Fluidschneidkopfes befindet, und eine effektive Bauweise des Fluidschneidkopfs ist aufgrund der physischen Größe der Horndüsen ebenfalls schwierig. Vorrichtungen des Standes der Technik des in 2 gezeigten Typs müssen langsam in das Bohrloch eingeführt werden, um sicherzustellen, dass das geschnittene Gestein von der Vorderseite des Kopfes fern bleibt. Wenn das Werkzeug dem Gestein zu nahe kommt, so befände sich das Gestein in der Totzone, und es käme zu einem Blockieren des Vorschubs.Further research by Applicants has shown that, while the cavitation cloud created by horn nozzles of this type is indeed powerful, it is generated at a position away from the nozzle outlet. The zone between the cavitation cloud and the nozzle outlet is a "dead zone" that is ineffective when cutting rocks adjacent to the nozzle outlet. Accordingly, the placement of such nozzles to achieve a uniform and self-propelling geometry is very difficult because the dead zone is immediately in front of the guide jets at the leading edge of the fluidic cutting head, and effective fluid head design is also difficult due to the physical size of the horn nozzles. Prior art devices of the 2 The type shown must be slowly inserted into the borehole to ensure that the cut rock remains away from the front of the head. If the tool comes too close to the rock, then the rock would be in the dead zone, and it would lead to a blocking of the feed.

KURZDARSTELLUNG DER ERFINDUNGBRIEF SUMMARY OF THE INVENTION

Die vorliegende Erfindung stellt darum einen Fluidschneidkopf des Typs bereit, der mehrere Düsen in einer drehbaren Düsenbaugruppe zum Schneiden eines Bohrlochs in Gestein aufweist, wobei die Düsen eingerichtet sind, mit einem Hochdruck-Bohrfluid versorgt zu werden, um Strahlen zu bilden, die positioniert sind, benachbartes Gestein zu schneiden, wobei die Düsen eine oder mehrere allgemein axial gerichtete Führungsdüsen und eine oder mehrere allgemein radial gerichtete Räumdüsen enthalten, wobei mindestens die Führungsdüsen durch einen sich nicht verjüngenden Auslassabschnitt gekennzeichnet sind, dergestalt, dass der von dort ausgehende Strahl einen im Wesentlichen konstanten Querschnitt in einer Zone unmittelbar neben dem Auslassabschnitt aufweist.The present invention therefore provides a fluid cutting head of the type comprising a plurality of nozzles in a rotatable nozzle assembly for cutting a borehole in rock, the nozzles being adapted to be supplied with a high pressure drilling fluid to form jets which are positioned. cutting adjacent rock, the nozzles including one or more generally axially directed guide nozzles and one or more generally radially directed clearing nozzles, wherein at least the guide nozzles are characterized by a non-tapered outlet portion, such that the outgoing beam thereof is substantially constant Has cross-section in a zone immediately adjacent to the outlet section.

Bevorzugt sind die Räumdüsen ebenfalls durch einen sich nicht verjüngenden Auslassabschnitt gekennzeichnet, dergestalt, dass der von dort ausgehende Strahl einen im Wesentlichen konstanten Querschnitt in einer Zone unmittelbar neben dem Auslassabschnitt aufweist.Preferably, the clearing nozzles are also characterized by a non-tapering outlet portion, such that the outgoing therefrom jet has a substantially constant cross section in a zone immediately adjacent to the outlet section.

Bevorzugt hat der Vorderteil der drehbaren Düsenbaugruppe, der die Führungsdüsen enthält, einen signifikant kleineren Durchmesser als der folgende Teil der drehbaren Düsenbaugruppe, der die Räumdüsen enthält.Preferably, the front portion of the rotatable nozzle assembly containing the pilot nozzles has a significantly smaller diameter than the subsequent portion of the rotatable nozzle assembly containing the raking nozzles.

Bevorzugt ist der folgende Teil der drehbaren Düsenbaugruppe in einer schrittweisen Form aus Stufen mit allmählich zunehmenden Durchmessern ausgebildet, wobei jeweils eine Räumdüse in jeder Stufe angeordnet ist, dergestalt, dass sich der von jeder Räumdüse ausgehende Strahl nahe der benachbarten Bohrlochfläche befindet.Preferably, the following part of the rotatable nozzle assembly is formed in a step-wise fashion from gradually increasing diameter stages, each having a raking nozzle disposed in each stage, such that the jet emanating from each raking nozzle is near the adjacent wellbore surface.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGENBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Ungeachtet anderer Formen, die in den Geltungsbereich der Erfindung fallen können, wird nun eine bevorzugte Form der Erfindung lediglich beispielhaft mit Bezug auf die beiliegenden Zeichnungen beschrieben, in denen Folgendes dargestellt ist:Notwithstanding other forms which may fall within the scope of the invention, a preferred form of the invention will now be described, by way of example only, with reference to the accompanying drawings, in which:

1 ist eine Seitenansicht eines Fluidbohrkopfes gemäß der Erfindung; 1 is a side view of a fluid drill head according to the invention;

2 ist eine schaubildhafte Darstellung eines Fluidbohrkopfes des Standes der Technik, wobei die Bildung von Kavitationswolken in einem Abstand von den Düsenauslässen gezeigt ist; 2 Figure 11 is a diagrammatic illustration of a prior art fluid drilling head showing the formation of cavitation clouds at a distance from the nozzle outlets;

3 ist eine rechtsseitige perspektivische Ansicht der drehbaren Düsenbaugruppe eines Fluidbohrkopfes gemäß der Erfindung; 3 Figure 11 is a right side perspective view of the rotatable nozzle assembly of a fluid drilling head according to the invention;

4 ist eine linksseitige perspektivische Ansicht der drehbaren Düsenbaugruppe eines Fluidbohrkopfes gemäß der Erfindung; 4 is a left side perspective view of the rotatable nozzle assembly of a fluid drill head according to the invention;

5 ist eine Endansicht der in den 3 und 4 gezeigten drehbaren Düsenbaugruppe; 5 is an end view of the in the 3 and 4 shown rotatable nozzle assembly;

6 ist eine Seitenansicht der in den 3 und 4 gezeigten drehbaren Düsenbaugruppe, und 6 is a side view of the in the 3 and 4 shown rotatable nozzle assembly, and

7 ist eine Querschnittsansicht durch eine Düse des Typs, der in dem Fluidbohrkopf gemäß der Erfindung verwendet wird. 7 Figure 10 is a cross-sectional view through a nozzle of the type used in the fluid drilling head according to the invention.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED

AUSFÜHRUNGSFORMEN DER ERFINDUNGEMBODIMENTS OF THE INVENTION

In der bevorzugten Form der Erfindung hat ein Fluidbohrkopf 8 typischerweise eine drehbare Düsenbaugruppe 9 und kann weitere Merkmale enthalten, wie zum Beispiel einen Kalibrierring 10, der am Vorderende eines Bohrkopfkorpus 11 montiert ist.In the preferred form of the invention, a fluid drill head has 8th typically a rotatable nozzle assembly 9 and may include other features, such as a calibration ring 10 at the front end of a drill head body 11 is mounted.

Die detailliertere Konfiguration der drehbaren Düsenbaugruppe 9 wird unten mit Bezug auf die 3 bis 7 beschrieben, die zeigen, wie die Düsenbauweise und -platzierung optimiert werden können, um die Probleme eines typischen Fluidbohrkopfes des Standes der Technik des in 2 bei 12 gezeigten Typs zu beheben.The more detailed configuration of the rotatable nozzle assembly 9 will be down with respect to the 3 to 7 to illustrate how nozzle design and placement can be optimized to overcome the problems of a typical prior art fluid drill head of the prior art 2 at 12 to fix the type shown.

Bei den typischen Fluidbohrköpfen des Standes der Technik ist die drehbare Düsenbaugruppe 13 mit Führungsdüsen 14 und Räumdüsen 15 versehen, die typischerweise vom der „Horndüsen”-Bauweise sind, die einen divergierenden Auslassabschnitt aufweist. Düsen dieses Typs erzeugen kraftvolle Kavitationswolken, die schaubildhaft bei 16 gezeigt sind, die wirkungsvoll Gestein schneiden und aufbrechen. Bei sorgfältigen Labortests ist festgestellt worden, dass die Kavitationswolken 16, die durch die Düsen 14 und 15 erzeugt werden, zwar in der Tat kraftvoll sind, doch sie sind in einem Abstand von den Düsenauslässen angeordnet, was klar in 2 zu sehen ist, was eine „Totzone” 17 zwischen der Kavitationswolke 16 und den Düsenauslässen zur Folge hat. Aufgrund der Totzone müssen Werkzeuge des Standes der Technik dieser Art langsam in das Loch eingeführt werden, um sicherzustellen, dass das geschnittene Gestein von der Vorderfläche 18 des Kopfes fern bleibt. Sobald die Vorderfläche 18 zu schnell in das Gestein vordringt, hat die Kavitationswolke 16 keine Wirkung mehr, und der Strahl trifft in der Totzone 17 gegen das Gestein.In the typical prior art fluid wellheads, the rotatable nozzle assembly is 13 with guide nozzles 14 and clearing nozzles 15 which are typically of the "horn-jet" design, which has a diverging outlet section. Nozzles of this type produce powerful cavitation clouds, which graphically add 16 are shown effectively cutting and breaking rocks. Careful laboratory tests have found that the cavitation clouds 16 passing through the nozzles 14 and 15 Although they are indeed powerful, they are located at a distance from the nozzle outlets, which is clearly evident in FIG 2 to see what a "dead zone" 17 between the cavitation cloud 16 and the nozzle outlets result. Due to the dead zone, prior art tools of this type must be slowly inserted into the hole to ensure that the cut stone is from the front surface 18 the head stays away. Once the front surface 18 penetrates too fast into the rock, has the cavitation cloud 16 no effect, and the beam hits in the dead zone 17 against the rock.

Die vorliegende Erfindung beseitigt dieses Defizit durch die Bereitstellung von Düsen des in 7 gezeigten Typs, wobei die Düse 18 typischerweise in ein Loch 19 eingeführt wird, das in der drehbaren Düsenbaugruppe 20 ausgebildet ist, und durch eine Verschraubung 21 an ihrem Platz gehalten wird.The present invention overcomes this deficiency by providing nozzles of the type disclosed in U.S. Pat 7 shown type, wherein the nozzle 18 typically in a hole 19 introduced in the rotatable nozzle assembly 20 is formed, and by a screw connection 21 is held in place.

Die Düse ist typischerweise so ausgebildet, dass sie in einer Senkung 22 sitzt, dergestalt, dass das obere Ende des Düsengewindes 23 bündig mit der Basis der Senkung abschließt.The nozzle is typically designed to be in a countersink 22 sits, in such a way that the upper end of the nozzle thread 23 flush with the base of the subsidence.

Während der Einlassabschnitt 24 jeder Düse typischerweise nach innen verjüngt ist, um die Geschwindigkeit des durch die Düse gepumpten Hochdruckwassers zu erhöhen, ist der Auslassabschnitt 25 als ein sich nicht verjüngender Abschnitt ausgebildet, wie klar in 7 zu sehen ist, so dass der von dort ausgehende Strahl einen im Wesentlichen konstanten Querschnitt in der Zone unmittelbar neben dem Auslassabschnitt aufweist.During the inlet section 24 each nozzle is typically tapered inwardly to increase the velocity of the high pressure water pumped through the nozzle is the outlet portion 25 is formed as a non-tapered section, as clearly in 7 can be seen, so that the beam emanating from there has a substantially constant cross-section in the zone immediately adjacent to the outlet section.

Es ist festgestellt worden, dass die Verwendung von Düsen, die zu dieser Konfiguration gebildet wurden, zu einem Strahl führen, der in der Lage ist, Gestein unmittelbar neben dem Düsenauslass zu schneiden oder zu brechen, so dass die Totzone 17 vermieden wird, wie man sie typischerweise bei Düsenkonfigurationen des Standes der Technik vorfindet.It has been found that the use of nozzles formed to this configuration results in a jet capable of cutting or breaking rocks immediately adjacent the nozzle outlet, so that the dead zone 17 is avoided, as typically found in nozzle configurations of the prior art.

Um die Gesteinschneidwirkung von Düsen dieses Typs zu maximieren, ist es überdies für höchst wirkungsvoll befunden worden, die drehbare Düsenbaugruppe in Stufen auszubilden, dergestalt, dass der Vorderteil 26, der die Führungsdüsen enthält, die den Strahl 1 und den Strahl 2 bilden, einen signifikant kleineren Durchmesser als der folgende Teil 27 der drehbaren Düsenbaugruppe, der die Räumdüsen enthält, aufweist.Moreover, in order to maximize the rock cutting action of nozzles of this type, it has been found highly effective to form the rotatable nozzle assembly in stages such that the front portion 26 that contains the guide nozzles that the beam 1 and the beam 2 form a significantly smaller diameter than the following part 27 the rotatable nozzle assembly containing the Räumdüsen has.

Die Räumdüsen 3, 4, 5, und 6 sind typischerweise so angeordnet, dass sie Räumstrahlen ausgeben, wie in den 3 und 4 gezeigt ist, und befinden sich bei 29, 30, 31 bzw. 32, wie in 6 eindeutig zu sehen ist.The broaching nozzles 3 . 4 . 5 , and 6 are typically arranged so that they spend Räumstrahlen, as in the 3 and 4 is shown and are included 29 . 30 . 31 respectively. 32 , as in 6 clearly visible.

Auf diese Weise ist der folgende Teil 27 der drehbaren Düsenbaugruppe 9 stufenweise mit allmählich zunehmenden Durchmessern ausgebildet, wobei jeweils eine Räumdüse in jeder Stufe angeordnet ist, dergestalt, dass sich der von jeder Räumdüse ausgehende Strahl nahe der benachbarten Bohrlochfläche befindet.This is the next part 27 the rotatable nozzle assembly 9 formed gradually with gradually increasing diameters, wherein in each case a Räumdüse is arranged in each stage, such that the emanating from each Räumdüse beam is located near the adjacent borehole surface.

Es ist festgestellt worden, dass dies die Wirkung jedes Räumstrahls am besten maximiert, weil die Räumstrahlen ihre Düsen nahe der Oberfläche des zu räumenden und zu vergrößernden Bohrlochs verlassen können, bis der endgültige Bohrlochdurchmesser erreicht ist. Der Bohrlochdurchmesser wird letztendlich durch den Kalibrierring 10 gesteuert.It has been found that this maximally maximizes the effect of each clearing jet because the clearing jets can leave their nozzles near the surface of the well to be cleared and augmented until the final well diameter is reached. The borehole diameter will ultimately pass through the calibration ring 10 controlled.

Dieser Effekt wird optimiert, indem man den Durchmesser des Vorderteils 26 so weit wie physisch möglich verkleinert, so dass die Gesteinschneidfunktion des Führungsstrahls im Verhältnis zur schrittweisen Vergrößerung des Bohrlochdurchmesser durch die Räumstrahlen in den folgenden gestuften Teilen 27 verringert wird.This effect is optimized by looking at the diameter of the front piece 26 scaled down as physically possible, so that the rock cutting function of the guide jet in proportion to the incremental increase of the borehole diameter by the clear blasting in the following stepped parts 27 is reduced.

In Kombination mit Düsen des oben beschriebenen Typs ermöglicht dies den Räumstrahlen, nahe der Gesteinsfläche zu arbeiten und den Durchmesser des Bohrlochs stufenweise zu vergrößern. Die nach hinten weisende Ausrichtung der Räumstrahlen ermöglicht außerdem ein viel effizienteres Gesteinsbrechen aus dieser unmittelbaren Nähe.In combination with nozzles of the type described above, this allows the blasting jets to work near the rock face and gradually increase the diameter of the well. The rearward pointing of the clearing jets also allows much more efficient rock breaking from this immediate vicinity.

Labortests haben gezeigt, dass die Zone innerhalb von etwa 5 mm vom Auslass jedes Räumstrahls sehr destruktiv ist, und weit destruktiver ist als die weiter entfernte Kavitationswolke der Horndüsen, die in Vorrichtungen des Standes der Technik verwendet werden.Laboratory tests have shown that the zone within about 5 mm from the outlet of each clearing jet is very destructive and far more destructive than the more distant cavitation cloud of the horns used in prior art devices.

Die tatsächlichen Durchmesser der Düsenauslässe werden in Abhängigkeit von der Art des zu schneidenden Gesteins ausgewählt, wie auch der Druck des Wassers, das durch den Fluidbohrkopf zu den Düsen geleitet wird. Tests haben gezeigt, dass der Bohrvorgang bei Drücken von 48 MPa bis 73 MPa effektiv ist. 48 MPa sind besser für helle Kohlesorten, und 73 MPa sind besser in Tonsteinbändern und Sandstein.The actual diameters of the nozzle outlets are selected depending on the type of rock to be cut, as well as the pressure of the water that is directed to the nozzles by the fluidic drilling head. Tests have shown that drilling is effective at pressures from 48 MPa to 73 MPa. 48 MPa are better for light coals, and 73 MPa are better in mudstone and sandstone.

Die Düsendurchmesser variieren in Abhängigkeit vom Material und der Düsenposition. Die vorderen Führungsdüsen brauchen nicht größer als 0,7 mm bis 1,0 mm im Durchmesser zu sein. Am besten minimiert man diese Größen, um den effektiven Werkzeugvorschub zu verbessern, und eine kleine Änderung bewirkt schon einen großen Unterschied, da sie praktisch direkt nach vorn weisen. Die Räumer arbeiten gut im Bereich zwischen 0,5 mm und 1,3 mm, und auch wieder in Abhängigkeit von den Kohlebedingungen. Das 310-Meter-Loch wurde mit 0,8 gerade nach vorn, 0,9 nach vorn gewinkelt und 1,1 in den drei Räumern in diesem Kopf gebohrt. Das ergab jedoch eine Eindringrate von etwa 1 m/min.The nozzle diameters vary depending on the material and the nozzle position. The front guide nozzles need not be larger than 0.7 mm to 1.0 mm in diameter. The best way to minimize these sizes is to improve the effective tool feed, and a small change makes a big difference, as they are almost straight forward. The scrapers work well in the range between 0.5 mm and 1.3 mm, and again depending on the coal conditions. The 310-meter hole was angled straight ahead at 0.8, 0.9 angled forward, and 1.1 drilled in the three reamers in that head. However, this gave a penetration rate of about 1 m / min.

Auf diese Weise kann eine drehbaren Düsenbaugruppe für einen Fluidbohrkopf bereitgestellt werden, die schnellere Bohrraten ermöglicht, als bisher mit den Bohrköpfen des Standes der Technik möglich waren, und erlaubt des Weiteren eine präzisere Steuerung der Bohrlochgröße und die effektive Positionierung der Räumdüsen.In this way, a rotatable nozzle assembly for a fluidic drilling head can be provided which allows for faster drilling rates than heretofore possible with the prior art drilling heads, and further allows for more precise control of wellbore size and effective positioning of the scavenging nozzles.

Claims

A fluid cutting head of the type comprising a plurality of nozzles in a rotatable nozzle assembly for cutting a borehole in rock, the nozzles being adapted to be supplied with a high pressure drilling fluid to form jets positioned to cut adjacent rock, the Nozzles include one or more generally axially directed guide nozzles and one or more generally radially directed clearing nozzles, wherein at least the guide nozzles are characterized by a non-tapered outlet portion, such that the outgoing beam thereof has a substantially constant cross section in a zone immediately adjacent to the nozzle Has outlet section.

Fluid cutting head according to claim 1, wherein the clearing nozzles are also characterized by a non-tapering outlet portion, such that the outgoing beam therefrom has a substantially constant cross-section in a zone immediately adjacent to the outlet portion.

Fluidschneidkopf according to claim 2 wherein the Räumdüsen are aligned so that the rays emanating from there are angled relative to the feed direction of the cutting head to the rear.

A fluid cutting head according to any one of the preceding claims, wherein the front portion of the rotatable nozzle assembly containing the pilot nozzles has a significantly smaller diameter than the subsequent portion of the rotatable nozzle assembly containing the raking nozzles.

A fluid cutting head according to claim 4, wherein the following part of the rotatable nozzle assembly is formed in a step-wise manner from gradually increasing diameter steps, each having at least one raking nozzle disposed in each stage, such that the jet emanating from each raking nozzle approaches the adjacent wellbore surface located.

The fluid cutting head of any one of the preceding claims, wherein one or more of the nozzles has an inlet portion with an inwardly tapered portion upstream of the non-tapered outlet portion.

Fluid cutting head according to one of the preceding claims, wherein the guide nozzles have an inner diameter of less than 1.0 mm.

Fluid cutting head according to one of the preceding claims, wherein the Räumdüsen have an inner diameter of less than 1.3 mm.

Fluid cutting head according to claim 8, wherein the Räumdüsen have an inner diameter between 0.5 mm and 1.3 mm.

A fluid cutting head that is substantially constructed, arranged, and operable as substantially described herein with reference to the accompanying drawings.