DK162459B - PROCEDURE AND DEVICE FOR STABILIZING A DRILL EQUIPPED WITH A CUTTING TOOL - Google Patents
PROCEDURE AND DEVICE FOR STABILIZING A DRILL EQUIPPED WITH A CUTTING TOOL Download PDFInfo
- Publication number
- DK162459B DK162459B DK464085A DK464085A DK162459B DK 162459 B DK162459 B DK 162459B DK 464085 A DK464085 A DK 464085A DK 464085 A DK464085 A DK 464085A DK 162459 B DK162459 B DK 162459B
- Authority
- DK
- Denmark
- Prior art keywords
- drilling
- projections
- stabilizer
- drilling fluid
- speed
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 27
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 7
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005552 hardfacing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 6
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 5
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910001208 Crucible steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011089 mechanical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000010310 metallurgical process Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1092—Gauge section of drill 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/22—Rods or pipes with helical structure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Sliding-Contact Bearings (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
Abstract
Description
iin
DK 162459 BDK 162459 B
Opfindelsen angår en fremgangsmåde til at modificere banen for et skæreværktøj til dyb, retningsbestemt boring, enten drevet af en ophængt motor eller en ophængt turbine med en 5 hastighed på mindst 700 o/m eller af et rotationsbord fra overfladen af med en hastighed på mindst 100 o/m, ved hjælp af en stabiliseringsanordning, der har tværgående skrueformede fremspring adskilt af passager for borevæske og forsynet med en belægning, der yder god modstand mod 10 erosion og mod slid, samt en anordning til stabilisering af et borerør udstyret med et skæreværktøj til retningsbestemt dyb boring, drevet enten af en ophængt motor eller en ophængt motor eller en ophængt turbine med en hastighed på mindst 700 o/m eller af et rotationsbor fra overfladen 15 af med en hastighed på mindst 100 o/m, som består af en cylindrisk kappe af stål, og som har tværgående skrueformede fremspring adskilt af passager for borevæske og forsynet med en beklædning, der yder god modstand mod erosion og slid.The invention relates to a method of modifying the web of a cutting tool for deep directional drilling, either driven by a suspended motor or a suspended turbine at a speed of at least 700 rpm or by a rotary table from the surface at a speed of at least 100 up to and including by means of a stabilizing device having transverse helical projections separated by drilling fluid passages and provided with a coating providing good resistance to erosion and abrasion, and a device for stabilizing a drill pipe equipped with a cutting tool for directional deep bore, driven either by a suspended motor or a suspended motor or a suspended turbine at a speed of at least 700 rpm or by a rotary drill from the surface 15 of at a speed of at least 100 rpm consisting of a cylindrical steel sheath, which has transverse helical projections separated by drilling fluid passages and provided with a good resistance coating od erosion and wear.
20 Stabiliseringsanordninger er hovedsagelig beregnet til retnings- og kvalitetskontrol ved lodret eller retningsbestemt boring i et dybt hul.20 Stabilizers are mainly intended for directional and quality control of vertical or directional drilling in a deep hole.
En fra USA-patentskrift nr. 4.245.709 kendt stabiliseringsmuffe, som sædvanligvis bruges til retningsbestemt 25 turbine- eller rotationsboring, dannes af et cylindrisk stålhylster, som er fastgjort ved enden af en række borerør i området nær et boreværktøj med diamantbelagt spids eller krone, bragt i flugt dermed af et cylindrisk medbringerstykke af forudbestemt længde, som er udstyret 30 med et standardiseret monteringsgevind.A stabilizing sleeve known from United States Patent No. 4,245,709, which is usually used for directional turbine or rotary drilling, is formed by a cylindrical steel casing which is secured to the end of a series of drill pipes in the area near a drill bit with diamond-coated tip or crown. thus brought into flight by a cylindrical carrier piece of predetermined length equipped 30 with a standard mounting thread.
Nogle skrueformede fremspring på den udvendige sidevæg af nævnte hylster fastlægger en cylinder, hvis diameter i det væsentlige er lig med borehullets diameter. Hylstrets diameter er i almindelighed nogle centimeter mindre end 35 diameteren af den cylinder, der fastlægges af de skrue-Some helical projections on the outer side wall of said casing define a cylinder whose diameter is substantially equal to the borehole diameter. The diameter of the sleeve is generally a few centimeters less than the diameter of the cylinder defined by the screws.
DK 162459 BDK 162459 B
2 formede fremspring.2 shaped projections.
De skrueformede fremspring er belagt med en belægning, som har virkelig god erosions- og slidbestandighed.The helical projections are coated with a coating which has really good erosion and abrasion resistance.
5 Recesserne anbragt mellem fremspringene tillader stenstykkerne i borevæsken at stige opad.5 The recesses disposed between the projections allow the pieces of rock in the drilling fluid to rise upwards.
Stabiliseringsmuffen muliggør, at de sideværts kræfter fra det diamantbelagte boreværktøj på sidevæggen i det borede hul fordeles langs en større kontaktoverflade for således 10 at formindske værktøjets evne til sideværts ødelæggelse af sten under påvirkning af dets egen vægt og at begrænse pendulvirkning af boreværktøjet såvel som· spiraldannelse under turbineboring.The stabilizer sleeve allows the lateral forces of the diamond-coated drilling tool on the sidewall of the drilled hole to be distributed along a larger contact surface so as to reduce the tool's ability to laterally destroy stone under the influence of its own weight and to limit the pendulum action of the drilling tool as well during turbine drilling.
Spiraldannelsen er en proptrækkerlignende deformation af 15 borehullet, hvorved risikoen for, af boreværktøjet kiler sig ind i hullet, forøges.The coil formation is a plug-like resemblance to the borehole, thereby increasing the risk of the drill bit wedging into the bore.
Pendulvirkningen bringer hullets profil nærmere den lodrette profil. Dette formål søges ikke ved retningsbestemt boring. Anvendelsen af en stabiliseringsmuffe 20 muliggør, at boreværktøjet stabiliseres tilstrækkeligt. Hældningen af retningsborede huller kan således opretholdes eller forøges.The pendulum effect brings the hole profile closer to the vertical profile. This purpose is not sought by directional drilling. The use of a stabilizing sleeve 20 enables the drilling tool to be adequately stabilized. Thus, the inclination of directional drilled holes can be maintained or increased.
Det er blevet konstateret, at stabiliseringsmuffen, som bruges ved retningsbestemt dyb boring, af ovennævnte 25 angivne årsager har en betydelig indflydelse på azimutafbøjningen af boreværktøjet.It has been found that the stabilizing sleeve used in directional deep drilling has a significant influence on the azimuth deflection of the drilling tool for the above reasons.
Boreværktøjets opførsel kan i almindelighed beskrives på grundlag af en mængde indsamlede data fra forskellige steder. Der konstateres som følger:The behavior of the drilling tool can generally be described on the basis of a large amount of data collected from various locations. It is stated as follows:
DK 162459 BDK 162459 B
3 i tilfælde af rotationsboring er en azumutafbøjning rettet mod højre, såfremt den øjeblikkelige boreretning antages som reference, 5 i tilfælde af turbineboring af en azimutafbøjning rettet mod venstre, såfremt den øjeblikkelig boreretning antages som reference.3 in the case of rotary drilling, an azimuth deflection is directed to the right if the instantaneous drilling direction is assumed as reference, 5 in the case of turbine drilling of an azimuth deflection to the left, if the instantaneous drilling direction is assumed as a reference.
Adskillige afprøvninger har vist, at størrelsen af azimutafbøjningen til venstre under turbineboring påvirkes bety-10 deligt af længden af stabiliseringsmuffen. Afbøjningens styrke defineres som forøgelse i afbøjningen i forhold til en startboreretning pr. enhed boret længde.Several tests have shown that the size of the azimuth deflection to the left during turbine drilling is significantly influenced by the length of the stabilizer sleeve. The deflection strength is defined as an increase in deflection relative to a starting drill direction per unit. unit drilled length.
En afbøjning fra 0,5 til 1,80° pr. 100 fod (ca. 30,5 meter) for stabiliseringsanordningslængder mellem 9-18 15 tommer (22,86-45,72 cm) findes som gennemsnit for huller med hældning på ca. 45°.A deflection from 0.5 to 1.80 ° per 100 feet (about 30.5 meters) for stabilizer lengths between 9-18 15 inches (22.86-45.72 cm) are found as an average for holes with a slope of approx. 45 °.
Man har ligeledes kunnet iagttage, at disse afvigelser kun indtræffer systematisk ved boring med turbine eller ved rotationsboring, der tilvejebringer rotationshastigheder 20 af borerøret på mindst 700 o/m ved turbineboring henholdsvis 100 o/m ved rotationsboring.It has also been observed that these deviations occur only systematically when drilling with turbine or by rotary drilling, which provides rotational speeds 20 of the drill pipe of at least 700 rpm at turbine drilling and 100 rpm at rotary drilling, respectively.
Disse fænomener indtræffer ikke ved boring med langsom rotation, som f.eks. de ved hjælp af et boreværktøj med skæreruller udførte.These phenomena do not occur with slow rotation drilling, e.g. they performed with the aid of a drilling tool with cutting rollers.
25 Fra USA-patentskrift nr. 4.467.879 kendes stabilisatorer og rømmeværktøjer monteret på langs af et sæt borerør, der trækker et boreværktøj med skæreruller. Sættet af borerøret sættes i langsom rotation med kun nogle omdrejninger pr. minut.25 U.S. Pat. No. 4,467,879 discloses stabilizers and escaping tools mounted longitudinally by a set of drill pipes pulling a drill bit with cutting rollers. The drill pipe set is set in slow rotation with only a few turns per minute. minute.
30 Den omhandlede stabilisator udviser store væskepassager, der forløber skrueformet langs manchetten ifølge enThe present stabilizer exhibits large fluid passages extending helically along the cuff according to a
DK 162459 BDK 162459 B
4 symmétrisk udformning, som hverken bidrager til at frembringe eller at forøge nogen som helst tilbøjelighed for skæreværktøjet til at afvige fra en retliniet bane.4 is a symmetrical design which neither contributes to produce nor increases any inclination for the cutting tool to deviate from a straight line.
5 Patentet gør det muligt at forebygge, men ikke, at korrigere en afvigelse fra banen.5 The patent makes it possible to prevent but not correct a deviation from the field.
Ved fremgangsmåden og anordningen ifølge opfindelsen gøres det muligt efter ønske at modificere de af et sæt borerørs hurtige rotation frembragte afvigelser til venstre eller 10 til højre ved dyb, retningsbestemt boring. Det gøres ligeledes muligt at reducere amplituden af de uønskede afvigelser.By the method and device according to the invention, it is made possible to modify the deviations produced by a set of drill tubes to the left or to the right by deep, directional drilling as desired. It is also possible to reduce the amplitude of the unwanted deviations.
Fremgangsmåden ifølge opfindelsen er således ejendommelig ved, at der i de nævnte fremspring er indrettet mindst ét 15 hovedsagelig periferisk spor, der indbyrdes forbinder passagerne for borevæske. Herved sikres en tilstrækkelig kontaktflade til at begrænse boreværktøjets tilbøjelighed til tværgående skæring og samtidig at beherske, dvs. efter ønske at modificere, udstyrets azimutafbøjning til venstre 20 ved turbineboring.The method according to the invention is thus characterized in that in the said projections there is arranged at least one 15 mainly circumferential groove connecting the passages for drilling fluid. This ensures a sufficient contact surface to limit the drill's propensity for transverse cutting and at the same time to control, ie. after modification, the azimuth deflection of the equipment to the left 20 at turbine drilling.
I en særlig udføreIsesform varierer sporets dybde, og/eller antallet og anbringelsen af sporene.In a particular embodiment, the depth of the groove varies, and / or the number and placement of the grooves.
Anordningen ifølge opfindelsen er ejendommelig ved, at de nævnte fremspring danner mindst ét spor, der er anbragt 25 hovedsagelig periferisk i en plan vinkelret på omdrejningsaksen, således at de mellem hinanden forbinder passagerne for borevæske. Ifølge en udførelsesform for opfindelsen er ovennævnte spor dannet på en del af fremspringenes højde.The device according to the invention is characterized in that said protrusions form at least one groove, arranged substantially circumferentially in a plane perpendicular to the axis of rotation, so that they connect the passages for drilling fluid. According to one embodiment of the invention, the above grooves are formed on a portion of the projections height.
30 Sporene er fortrinsvis dannet med eventuelt regelmæssige mellemrum langs de skrueformede fremspring.The grooves are preferably formed at any regular intervals along the helical projections.
DK 162459 BDK 162459 B
5 I en anden udførelsesform omfatter muffen mindst to dele af lige stor diameter tilvejebragt flugtende bag ved boreværktøj et.In another embodiment, the sleeve comprises at least two parts of equal diameter provided flushing behind the drilling tool.
5 Opfindelsens øvrige egenskaber og detaljer fremgår af efterfølgende detaljerede beskrivelse af en særskilt udførelsesform for opfindelsen, som anføres som et ikke-begrænsende eksempel med henvisning til vedlagte tegninger, idet 10 fig. 1 viser et sidebillede af et boreværktøj med diamantbelagte spidser ifølge en første udførelsesform med en stabiliseringsanordning ifølge opfindelsen, fig. 2 viser et perspektivbillede af stabiliserings-15 anordningen illustreret i fig. 1, fig. 3 viser et billede magen til fig. 1 af en anden udførelsesform for en stabiliseringsanordning, fig. 4 viser et tværsnitsbillede vinkelret på boreaksen af et radialt leje i hydrodynamisk drift, 20 fig. 5 viser et tværsnit vinkelret på boreaksen af et radialt leje i drift ved direkte kontakt, fig. 6 er et diagram, som illustrerer et første forhold mellem styrken af afbøjningen til venstre i et turbineboret hul som en funktion af længden af 25 stabiliseringsanordningen, fig. 7 er et diagram, som illustrerer et andet forhold mellem statisk belastning svarende til ækvivalent hydrodynamisk opførsel som en funktion af længden af stabiliseringsanordningen, 30 fig. 8 viser korrelationen mellem støreisen af afbøjningen til venstre i et turbineboret hul og den statiske belastning svarende til ækvivalent hydrodynamisk opførsel.The other features and details of the invention will become apparent from the following detailed description of a separate embodiment of the invention, cited as a non-limiting example with reference to the accompanying drawings, in which: FIG. 1 is a side view of a diamond-coated drill bit according to a first embodiment with a stabilizer according to the invention; FIG. 2 is a perspective view of the stabilizer illustrated in FIG. 1, FIG. 3 is a view similar to FIG. 1 of another embodiment of a stabilizer; FIG. 4 is a cross-sectional view perpendicular to the drill axis of a radial bearing in hydrodynamic operation; FIG. 5 shows a cross-section perpendicular to the drill axis of a radial bearing in direct contact operation; FIG. Fig. 6 is a diagram illustrating a first relationship between the strength of the deflection to the left of a turbine drilled hole as a function of the length of the stabilizer; 7 is a diagram illustrating another static load ratio corresponding to equivalent hydrodynamic behavior as a function of the length of the stabilizer; FIG. 8 shows the correlation between the disturbance of the deflection to the left of a turbine drilled hole and the static load corresponding to equivalent hydrodynamic behavior.
De samme henvisningstal i ovennævnte tegninger anviser 35 identiske eller lignende organer.The same reference numerals in the above drawings indicate 35 identical or similar means.
DK 162459 BDK 162459 B
66
Et boreværktøj som vist i fig. 1 og generelt betegnet med henvisningstallet 1, som i almindelighed bruges til retningsbestemt dyb turbine- eller rotationsboring, omfatter 5 et borehoved 2 fremstillet enten af et sammensat materiale udformet ved pulvermetallurgiske processer eller af støbt stål eller metal. Hovedet 2 er en stenborespids eller en borekrone, som over hele overfladen er i kontakt med bunden af hullet og indrettet med skæreorganer 3, som er 10 anbragt på en sådan måde, at de effektivt er i stand til at skære klippe og fjerne splinter.A drilling tool as shown in FIG. 1, and generally designated by reference numeral 1, which is generally used for directional deep turbine or rotary drilling, 5 comprises a drill head 2 made either of a composite material formed by powder metallurgical processes or of cast steel or metal. The head 2 is a rock drill bit or a drill bit which contacts the entire surface of the bottom of the hole and is provided with cutting means 3 which are 10 arranged in such a way that they are effectively capable of cutting and removing splinters.
Borehovedet 2 fastgøres på enden af en række borerør (ikke vist) ved hjælp af et keglesubformet medbringerstykke 4 med variabel længde mellem 15 og 100 cm og med monte-15 ringsgevind 5 svarende til gældende standarder.The drill head 2 is secured to the end of a series of drill pipes (not shown) by means of a cone sub-shaped carrier piece 4 of variable length between 15 and 100 cm and with mounting thread 5 in accordance with current standards.
En stabiliseringsanordning, som dannes af en cylindrisk stålkrop 6 med radialt udragende skrueformede fremspring 7 på siden med en belægning 8, som er tilstrækkelig modstandsdygtig mod erosion og Slid, og som i sin helhed er 20 betegnet med henvisningstallet 9, er monteret flugtende bag ved borehovedet 2 på det cylindriske medbringerstykke 4.A stabilizer formed by a cylindrical steel body 6 with radially projecting helical projections 7 on the side having a coating 8 sufficiently resistant to erosion and abrasion, which in its entirety is designated by the reference numeral 9, is flush mounted behind the drill head. 2 on the cylindrical carrier piece 4.
Belægningen 8 på de skrueformede fremspring 7 kan være dannet af hårdt metal eller et sammensat materiale, som 25 kan være diamantbelagt.The coating 8 of the helical projections 7 may be formed of hard metal or a composite material which may be diamond coated.
Som ovenfor beskrevet har sådant værktøj tilbøjelighed til at afbøje mod venstre eller mod højre, afhængigt af om der udføres turbineboring eller rotationsboring.As described above, such a tool tends to deflect to the left or to the right, depending on whether turbine drilling or rotary drilling is performed.
Afbøjningsfænomenet for boreværktøj i dybe afbøjede hul-30 ler forklares ved Sommerfeld-teorien vedrørende hydro-dynamiske lejer.The deflection phenomenon of drilling tools in deep deflected holes is explained by the Sommerfeld theory of hydro-dynamic bearings.
DK 162459 BDK 162459 B
7 I virkeligheden kan stabiliseringsanordningen 9, som drejes i en dyb afbøjet skakt, sammenlignes med et konventionelt glideleje 10, som omfatter en aksel 11, som rote-5 rer inden i en lejebøsning 12 (fig. 4 og 5).7 In fact, the stabilizer 9, which is rotated in a deep deflected shaft, can be compared to a conventional sliding bearing 10 which includes a shaft 11 rotating within a bearing sleeve 12 (Figures 4 and 5).
Ifølge Sommerfeld-teorien kan glidelejerne 10 arbejde på to forskellige måder og under følgende forhold: 1. Hydrodynamisk smøring eller 2. Direkte kontakt.According to the Sommerfeld theory, the sliding bearings 10 can operate in two different ways and under the following conditions: 1. Hydrodynamic lubrication or 2. Direct contact.
10 Ved hydrodynamisk smøring etableres der en vedvarende oliefilm 13 mellem to overflader i relativ bevægelse, dvs. akslen 11 og bøsningen 12. Oliefilmen dannes under tryk ved selve akslen 11's bevægelse, forudsat at rotationshastigheden er tilstrækkelig.10 By hydrodynamic lubrication, a sustained oil film 13 is established between two surfaces in relative motion, i.e. shaft 11 and bushing 12. The oil film is formed under pressure by the movement of shaft 11 itself, provided that the rotational speed is sufficient.
15 I det andet tilfælde er overfladerne 10 og 11 i relativ bevægelse i direkte kontakt. Dette sker inden for maskin-teknik, når hydrodynamiske lejer igangsættes, og i nogle byggetekniske anlæg, i hvilke de relative hastigheder er lave.In the second case, the surfaces 10 and 11 are in relative motion in direct contact. This is done in mechanical engineering when hydrodynamic bearings are started, and in some construction engineering plants, in which the relative speeds are low.
20 Sommerfeld-teorien, som muliggør at forudsige glidelejernes opførsel under hydrodynamisk smøring, er beskrevet i tidsskriftet "Technique de l'Ingénieur", volumen B, kapitel 671, som omhandler hydrodynamiske lejer.The Sommerfeld theory, which makes it possible to predict the behavior of the sliding bearings during hydrodynamic lubrication, is described in the journal "Technique de l'Ingénieur", volume B, chapter 671, which deals with hydrodynamic bearings.
Fra Sommerfeid-teorien kan det udledes, at et glideleje 25 geometrisk karakteriseres ved dets diameter, forholdet mellem lejets udvendige længde og dets diameter.From the Sommerfeid theory it can be deduced that a sliding bearing 25 is geometrically characterized by its diameter, the relationship between the outside length of the bearing and its diameter.
Valget af fremgangsmåden, dvs. ved hydrodynamisk smøring 30 eller direkte kontakt, afhænger af lejets rotationshastighed, smøremidlets dynamiske viskositet, lejets længde,The choice of method, ie. by hydrodynamic lubrication 30 or direct contact, depends on the rotational speed of the bearing, the dynamic viscosity of the lubricant, the length of the bearing,
DK 162459 BDK 162459 B
. a lejets diameter, belastningen, som tilføres rotoren, og det relative radiale spillerum i forhold til dets radius, et relativt radialt spillerum mellem 0,8*10“3 og 4*10"3.. a bearing diameter, the load applied to the rotor, and the relative radial clearance relative to its radius, a relative radial clearance between 0.8 * 10 "3 and 4 * 10" 3.
5 Indstillingsvinklen er en af de parametre, der kendetegner rotorens gennemsnitsstilling inden i statoren. I fig. 4 er den betegnet ved henvisningssymbol 0. Sommerfeld-teorien påviser også, at indstillingsvinklen, belastningsmomentet, kraftspredningen og smøremidlets aksialstrømning for 10 et givet forhold mellem længde og diameter udelukkende afhænger af den relative excentricitet e lig med ^ , som er forholdet mellem den absolutte excentri- citet udtrykt i millimeter og det absolutte radiale spillerum også udtrykt i millimeter.5 The angle of adjustment is one of the parameters that characterize the average position of the rotor within the stator. In FIG. 4, it is denoted by reference symbol 0. The Sommerfeld theory also shows that the angle of adjustment, loading torque, force spread and lubricant axial flow for a given length-to-diameter ratio depends solely on the relative eccentricity or equal to the ratio of the absolute eccentricity. - the space expressed in millimeters and the absolute radial clearance also expressed in millimeters.
15 I det enkelte tilfælde, hvor lejet 10 er fuldstændigt glat, og den tilførte belastning er nøjagtig konstant, opnås grænsen for hydrodynamisk operation, når forskellen mellem det absolutte radiale mellemrum c og den absolutte excentricitet e er lig med summen af ruheden af de bear-20 bejdede overflader, hvilket resulterer i direkte kontakt og en radikal ændring i lejets opførsel.In the individual case where the bearing 10 is completely smooth and the applied load is exactly constant, the limit of hydrodynamic operation is obtained when the difference between the absolute radial space c and the absolute eccentricity e is equal to the sum of the roughness of the bearings. 20 coated surfaces, resulting in direct contact and a radical change in bearing behavior.
I tilfælde af, at en stabiliseringsanordning 9 roteres i et hul under boring, er problemet øjensynligt mere komplekst, idet 25 - klippevæggen er geometrisk ujævn, "smøremidlet” er i virkeligheden boremudder blandet med klippebrokker, akslen 11, som svarer til stabiliseringsanordningen 9, er ikke glat, men omfatter fremspring 8, som danner 30 noter 14 til gennemgang for borevæske og udgravet jord.In case a stabilizer 9 is rotated in a hole during drilling, the problem is apparently more complex, with the 25 - cutting wall being geometrically uneven, the "lubricant" being, in effect, drilling mud mixed with cutting pieces, the shaft 11 corresponding to the stabilizer 9 is not smooth but includes projections 8 which form 30 grooves 14 for drilling fluid and excavated soil passage.
Til trods for disse ufuldkommenheder kan Sommerfeld-teorien ekstrapoleres til stabiliseringsanrodningen 9, som roterer inden i et afbøjet hul.Despite these imperfections, the Sommerfeld theory can be extrapolated to the stabilizer 9, which rotates within a deflected hole.
DK 162459 BDK 162459 B
99
Under hensyntagen til ufuldkomne forhold ved bunden af hullet i forhold til et glidelejes ideelle tilstand, er det nødvendigt at forudsætte, at den relative excentrici-5 tet for et sædvanligt defineret Sommerfeld-tal S vil være nærmere 1 end for et glideleje med samme længde, samme diameter og samme rotationshastighed.Considering imperfect conditions at the bottom of the hole relative to the ideal condition of a sliding bearing, it is necessary to assume that the relative eccentricity of a commonly defined Sommerfeld number S will be closer to 1 than that of a sliding bearing of the same length. same diameter and same rotation speed.
Under sådanne boreforhold iagttages der således en overgang mellem hydrodynamisk opførsel og direkte kontakt-10 opførsel.Thus, under such drilling conditions, a transition between hydrodynamic behavior and direct contact behavior is observed.
Såfremt værktøj udstyret med stabiliseringsmuffer, som roteres ved hjælp af en turbine, bruges med høje rotationshastigheder i størrelsesordenen på omkring 700 omdrejninger pr. minut, kan det antages, at det minimale 15 Sommerfeld-tal er opnået. På grund af de særlige forhold, som allerede er nævnt ovenfor, etableres drift med hydrodynamisk smøring dog aldrig fuldstændingt. Jo mereIf tools equipped with stabilizing sleeves rotated by means of a turbine are used at high rotational speeds in the order of about 700 rpm. per minute, it can be assumed that the minimum 15 Sommerfeld number is obtained. However, due to the special conditions already mentioned above, operation with hydrodynamic lubrication is never fully established. The more
Sommerfeld-tallet forøges, dvs. ved alle øvrige forhold forblivende lige store desto mere stabiliseringsmuffen 9's 20 længde forøges, jo nærmere bliver det til hydrodynamisk smøring.The Sommerfeld figure is increased, ie. in all other conditions remain equal the more the length of the stabilizer sleeve 9 increases, the closer it becomes to hydrodynamic lubrication.
Fig. 6 viser forholdene iagttaget for turbineboring med hældning på ca. ± 45° mellem størrelsen af afbøjningen til venstre og længden af stabiliseringsanordningen. Dette 25 forhold kan sammenlignes med en første grads funktion, mens alle andre parametre forbliver lige store.FIG. 6 shows the conditions observed for turbine drilling with a slope of approx. ± 45 ° between the magnitude of the deflection to the left and the length of the stabilizer. This 25 ratio can be compared to a first-degree function, while all other parameters remain equal.
Fig. 7 viser, hvorledes den statiske belastning Pst svarende til ækvivalent hydrodynamisk opførsel varierer som funktion af længden af stabiliseringsanordningen.FIG. 7 shows how the static load Pst corresponding to equivalent hydrodynamic behavior varies as a function of the length of the stabilizer.
30 Hvis målepunkterne for størrelsen af afbøjningen til venstre og af den ovennævnte statiske belastning svarende til ækvivalent hydrodynamisk opførsel afsættes på et diagram i fig. 8, kan det ses, at nævnte punkter har en30 If the measurement points of the magnitude of the deflection to the left and of the above static load corresponding to equivalent hydrodynamic behavior are plotted on a diagram in FIG. 8, it can be seen that said points have one
DK 162459 BDK 162459 B
10 tilbøjelighed til at ligge på en ret linie.10 tendency to lie on a straight line.
En uafviselig korrelation observeres således mellem ovennævnte variable, når høje rotationshastigheder anvendes.Thus, a refutable correlation is observed between the above variables when high rates of rotation are used.
5 På den anden side er Sommerfeld-tallet for rotationsboring uden en stabiliseringsanordning eller med en forholdsvis kort muffe ved en rotationshastighed mellem 100 og 200 omdrejninger pr. minuat, og dermed den tilladte belastning ved en given relativ excentricitet meget mindre. Det kan 10 derved erkendes, at forudsætninger for hydrodynamisk drift aldrig fuldføres, og at boreværktøj 1 alene forlænget med en kort stabiliseringsanordning 9 arbejder i direkte kontakt .5 On the other hand, the Sommerfeld number for rotary drilling without a stabilizer or with a relatively short sleeve at a rotational speed is between 100 and 200 rpm. minuat, and thus the allowable load at a given relative eccentricity much less. It can thus be recognized that prerequisites for hydrodynamic operation are never fulfilled, and that drilling tool 1 alone extended by a short stabilizer 9 works in direct contact.
Det fremgår af det foran nævnte ræsonnement, at variatio-15 nen i størrelsen af afbøjningen til venstre under turbineboring er knyttet til systemets mere eller mindre hydro-dynamiske opførsel. Denne forklaring bekræftes ved iagttagelse af en afbøjning til venstre med et turbine- og en afbøjning til høre med et rotationsbor.It is apparent from the above reasoning that the variation in the magnitude of the deflection to the left during turbine drilling is linked to the more or less hydro-dynamic behavior of the system. This explanation is confirmed by observing a deflection to the left with a turbine and a deflection to the hearing with a rotary drill.
20 I virkeligheden fremgår det af fig. 4 og 5, at den grundlæggende forskel mellem hydrodynamisk drift og direkte kontaktdrift ligger i den gennemsnitlige stilling af akslen i lejet.20 In fact, it can be seen from FIG. 4 and 5, the fundamental difference between hydrodynamic operation and direct contact operation lies in the average position of the shaft in the bearing.
Som vist i fig. 4 og 5 skal det antages-, at 25 - en lodret belastning virker fra toppen til bunden på akslen, og en rotation ω af akslen i retning med uret magen til boreværktøjets retning set fra bagsiden.As shown in FIG. 4 and 5, it should be assumed that 25 - a vertical load acts from the top to the bottom of the shaft, and a rotation ω of the shaft in a clockwise direction similar to the direction of the drill bit seen from the rear.
Det viser sig, at kontaktpunktet eller punktet for minimal 30 afstand mellem akslen og lejet er beliggende: til venstre for lodret linie gennem centrum af akslen i tilfælde af hydrodynamisk drift, ogIt turns out that the contact point or point for a minimum distance between the shaft and the bearing is located: to the left of the vertical line through the center of the shaft in the case of hydrodynamic operation, and
DK 162459 BDK 162459 B
11 til højre for lodret linie gennem centrum af akslen i tilfælde af drift ved direkte kontakt.11 to the right of the vertical line through the center of the shaft in case of direct contact operation.
Det udborede borehul med et bor af turbinetypen, hvor mere 5- eller mindre hydrodynamisk drift af boreværktøjet antages, afbøjer altså netop til venstre, og det udborede borehul med roterende bor, hvor det er blevet vist, at boreværktøjet alene skal arbejde ved direkte kontakt, afbøjer netop til højre.The drilled borehole with a turbine type drill, where more 5- or less hydrodynamic operation of the drilling tool is assumed, deflects just to the left, and the drilled borehole with rotary drill where it has been shown that the drilling tool must work only by direct contact deflects just to the right.
10 Opfindelsen vedrører en forbedring af en kendt stabiliseringsanordning for at regulere tilfældige afbøjninger uden ændring i totallængden af ovennævnte anordning 9, som er nødvendig til forhindring af spiraldannelse.The invention relates to an improvement of a known stabilizing device for controlling random deflections without change in the total length of the aforementioned device 9, which is necessary to prevent spiral formation.
Denne forbedring udføres ved at udfræse mindst ét hoved-15 sagelig periferisk spor 15 vinkelret på længdeaksen af stabiliseringsanordningen 9 i ovennævnte fremspring 8 for mellem dem at danne indbyrdes forbindelser til mellemliggende recesser 14.This improvement is accomplished by milling at least one main circumferential groove 15 perpendicular to the longitudinal axis of the stabilizer 9 in the above projections 8 to form interconnections with intermediate recesses 14 between them.
Som vist i fig. 1 og 2 kan sporene 15 udføres i ovennævnte 20 fremspring ved udfræsning af en del af deres højde. Disse spor 15 medfører, at et område, i hvilket smøremidlet er udsat for et højt tryk, forbindes med et område, i hvilket smøremidlet er under mindre tryk. Et spor 15 af denne type formindsker lejets sideværts kraft og derved afbøjning til 25 venstre som følge af hydrodynamisk drift.As shown in FIG. 1 and 2, the grooves 15 can be made in the above 20 projections by milling a portion of their height. These grooves 15 cause an area in which the lubricant is exposed to high pressure to be connected to an area in which the lubricant is under less pressure. A groove 15 of this type decreases the lateral force of the bearing, thereby deflecting to the left 25 due to hydrodynamic operation.
Fig. 3 viser en anden mulig udførelsesform, i hvilken sporet 15 er skrueformet og er udformet i en retning, som er forskellig fra de ovennævnte skrueformede fremspring 8.FIG. 3 shows another possible embodiment in which the groove 15 is helical and is formed in a direction different from the above helical protrusions 8.
En muffe med dobbeltspiral kan hermed opnås.A double coil sleeve can be obtained.
DK 162459 BDK 162459 B
1212
Eksempel 1.Example 1.
Et taleksempel tjener til at anskueliggøre omfanget af nævnte modifikationers indflydelse, nemlig en stabilise-5 ringsanordning, der har samme opførsel som et glideleje med samme diameter og samme længde. En referenceanordning, hvis forhold L/D = 1, og hvis sideværts kraft er lig med 1, tages i betragtning.A number example serves to illustrate the extent of the influence of said modifications, namely, a stabilizer having the same behavior as a sliding bearing of the same diameter and length. A reference device whose ratio L / D = 1 and whose lateral force is equal to 1 is taken into account.
En anordning med den dobbelte længde og med forholdet L/D 10 = 2 vil have en sideværts kraft på 3,35, mens dersom to spor anbringes vinkelret på værktøjets akse og deler holdeoverfladen i tre lige store dele, vil den samme rand af dobbelt længde kun have en sideværts kraft på 1,05, som er næsten identisk med den sideværts kraft på reference-15 anordningen.A dual-length device with the ratio L / D 10 = 2 will have a lateral force of 3.35, while if two grooves are placed perpendicular to the tool axis and divide the holding surface into three equal parts, the same double-length rim will only have a lateral force of 1.05 which is almost identical to the lateral force of the reference device.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BE213816 | 1984-10-11 | ||
| BE0/213816A BE900804A (en) | 1984-10-11 | 1984-10-11 | Stabiliser for rock face - has cylindrical body with helical ribs on circumference having cross grooves |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DK464085D0 DK464085D0 (en) | 1985-10-10 |
| DK464085A DK464085A (en) | 1986-04-12 |
| DK162459B true DK162459B (en) | 1991-10-28 |
| DK162459C DK162459C (en) | 1992-04-21 |
Family
ID=3843801
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DK464085A DK162459C (en) | 1984-10-11 | 1985-10-10 | PROCEDURE AND DEVICE FOR STABILIZING A DRILL EQUIPPED WITH A CUTTING TOOL |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0178709B1 (en) |
| AT (1) | ATE39011T1 (en) |
| DE (1) | DE3566566D1 (en) |
| DK (1) | DK162459C (en) |
| NO (1) | NO854028L (en) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3822249A1 (en) * | 1988-07-01 | 1990-01-04 | Hilti Ag | HOLLOW DRILLING TOOL |
| GB9202163D0 (en) * | 1992-01-31 | 1992-03-18 | Neyrfor Weir Ltd | Stabilisation devices for drill motors |
| FR2789438B1 (en) * | 1999-02-05 | 2001-05-04 | Smf Internat | PROFILE ELEMENT FOR ROTARY DRILLING EQUIPMENT AND DRILLING ROD WITH AT LEAST ONE PROFILED SECTION |
| EP2118429B1 (en) * | 2007-02-02 | 2016-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bit steerable system and method |
| CA2687544C (en) * | 2007-05-30 | 2016-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bit with gage pads having improved steerability and reduced wear |
| CN104179464A (en) * | 2014-08-08 | 2014-12-03 | 陆威延 | Downhole tool used for righting and centralizing geological resource exploration drilling tool and capable of preventing drilling tool and sleeve from abrasion |
| GB201519636D0 (en) | 2015-11-06 | 2015-12-23 | Smart Stabilizer Systems Ltd | Stabilizer for a steerable drilling system |
| CN108442889A (en) * | 2017-12-19 | 2018-08-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Rotating wear-resistant resistance absorber |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1343902A (en) * | 1918-06-10 | 1920-06-22 | American Well Works | Weli-sinking apparatus |
| GB879156A (en) * | 1958-09-05 | 1961-10-04 | Hughes Tool Co | Tool joint for drill pipe sections |
| US3554307A (en) * | 1969-07-03 | 1971-01-12 | W E Eeds | Turbulent flow drill collar |
| CA948181A (en) * | 1971-02-12 | 1974-05-28 | Lionel Lavallee | Diamond drills |
| CH643031A5 (en) * | 1979-04-02 | 1984-05-15 | Inst Gornogo Dela Sibirskogo O | DRILLING TOOL FOR A STONE DRILLING MACHINE. |
| US4245709A (en) * | 1979-04-27 | 1981-01-20 | Christensen, Inc. | Removable drill string stabilizers |
| US4467879A (en) * | 1982-03-29 | 1984-08-28 | Richard D. Hawn, Jr. | Well bore tools |
-
1985
- 1985-09-24 EP EP85201531A patent/EP0178709B1/en not_active Expired
- 1985-09-24 AT AT85201531T patent/ATE39011T1/en not_active IP Right Cessation
- 1985-09-24 DE DE8585201531T patent/DE3566566D1/en not_active Expired
- 1985-10-10 DK DK464085A patent/DK162459C/en not_active IP Right Cessation
- 1985-10-10 NO NO854028A patent/NO854028L/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0178709B1 (en) | 1988-11-30 |
| EP0178709A1 (en) | 1986-04-23 |
| DE3566566D1 (en) | 1989-01-05 |
| DK464085D0 (en) | 1985-10-10 |
| DK464085A (en) | 1986-04-12 |
| DK162459C (en) | 1992-04-21 |
| NO854028L (en) | 1986-04-14 |
| ATE39011T1 (en) | 1988-12-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| USRE34526E (en) | Two cone bit with non-opposite cones | |
| CN101614108B (en) | Roller cone drill bits with optimized bearing structures | |
| US9790749B2 (en) | Downhole drilling tools including low friction gage pads with rotatable balls positioned therein | |
| US9033069B2 (en) | High-shear roller cone and PDC hybrid bit | |
| US6510909B2 (en) | Rolling cone bit with gage and off-gage cutter elements positioned to separate sidewall and bottom hole cutting duty | |
| US6290007B2 (en) | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with cutting elements and up-drill capability | |
| US4982802A (en) | Method for stabilizing a rotary drill string and drill bit | |
| US6173797B1 (en) | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability | |
| US5111892A (en) | Imbalance compensated drill bit with hydrostatic bearing | |
| GB2305195A (en) | Earth boring bit with rotary cutter | |
| EP0707131A2 (en) | Rotary drill bit with rotatably mounted gauge section for bit stabilisation | |
| GB2386387A (en) | Reaming apparatus with enhanced stabilization | |
| AU2023203467B2 (en) | Horizontal directional reaming | |
| DK162459B (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR STABILIZING A DRILL EQUIPPED WITH A CUTTING TOOL | |
| US4330158A (en) | Rotary rock bit with improved thrust flange | |
| CA1162184A (en) | Rotary rock bit with improved thrust flange | |
| US10337254B2 (en) | Tungsten carbide insert bit with milled steel teeth | |
| EP3775465B1 (en) | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods | |
| CA1120917A (en) | Earth boring bit with eccentrically formed bearing surface | |
| GB2403743A (en) | Drill string tool with bearing sleeve | |
| CA3201531C (en) | Horizontal directional reaming | |
| RU2093674C1 (en) | Drilling process regulation method | |
| GB2355036A (en) | Cutting Tool | |
| GB2360537A (en) | Roller reaming tool with thrust bearing | |
| GB2349405A (en) | Rolling cone bit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PBP | Patent lapsed |