PL226832B1 - Konstrukcja dyszy głowicy wiertniczej dowiercenia płynem - Google Patents

Konstrukcja dyszy głowicy wiertniczej dowiercenia płynem

Info

Publication number
PL226832B1
PL226832B1 PL406176A PL40617612A PL226832B1 PL 226832 B1 PL226832 B1 PL 226832B1 PL 406176 A PL406176 A PL 406176A PL 40617612 A PL40617612 A PL 40617612A PL 226832 B1 PL226832 B1 PL 226832B1
Authority
PL
Poland
Prior art keywords
nozzles
reaming
nozzle
head according
pilot
Prior art date
Application number
PL406176A
Other languages
English (en)
Other versions
PL406176A1 (pl
Inventor
Scott Christopher Adam
David Barry
Peter Lugg
Original Assignee
Cmte Dev Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from AU2011900671A external-priority patent/AU2011900671A0/en
Application filed by Cmte Dev Ltd filed Critical Cmte Dev Ltd
Publication of PL406176A1 publication Critical patent/PL406176A1/pl
Publication of PL226832B1 publication Critical patent/PL226832B1/pl

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/60Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
    • E21B10/61Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids characterised by the nozzle structure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/18Drilling by liquid or gas jets, with or without entrained pellets
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/60Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids

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)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)

Description

Opis wynalazku
Niniejszy wynalazek dotyczy konstrukcji dysz i obrotowego zespołu dyszowego do głowicy wiertniczej do wiercenia płynem typu opisanego ogólnie w naszym wcześniejszym, międzynarodowym zgłoszeniu patentowym PCT/AU02/01550 (publikacja międzynarodowa Nr WO 03/042491 A1), którego treść włączono do niniejszego na zasadzie odniesienia.
W znanych wcześniej postaciach głowic wiertniczych do wiercenia płynem było powszechną praktyką stosowanie dyszy typu znanego jako „dysza tubowa”, mającej rozbieżną część wylotową skonstruowaną w celu wytwarzania chmury kawitacyjnej dużej mocy do cięcia albo urabiania skały w operacji wiercenia. Takie urządzenie pokazano na figurze 2 niniejszego opisu.
Dalsze badania prowadzone przez zgłaszających wykazały, że choć chmura kawitacyjna wytwarzana przez dysze tubowe tego typu jest oczywiście bardzo silna, jest ona wytwarzana w położeniu oddalonym od wylotu dyszy. Strefa pomiędzy chmurą kawitacyjną i wylotem dyszy jest „strefą martwą”, która nie jest skuteczna w cięciu skały sąsiadującej z wylotem dyszy. Stosownie do powyższego, rozmieszczenie takich dysz celem generowania równej i kroczącej geometrii jest bardzo trudne ze względu na martwą strefę bezpośrednio przed strumieniami pilotującymi przy krawędzi natarcia głowicy tnącej do cięcia płynem i efektywna konstrukcja głowicy tnącej do cięcia płynem jest także trudna ze względu na fizyczne wielkości dysz tubowych. Znane urządzenia typu pokazanego na figurze 2 wymagają wolnego przemieszczania w odwiercie, aby zapewnić, że cięta skała będzie pozostawać w oddaleniu od przodu głowicy. Jeżeli narzędzie podejdzie zbyt blisko skały, skała znajdzie się w martwej strefie i spowoduje to „utknięcie”.
Niniejszy wynalazek dostarcza więc głowicy tnącej do cięcia płynem typu mającego szereg dysz w obrotowym zespole dyszowym do wykonywania przez cięcie odwiertu w skale, przy czym wspomniane dysze są przystosowane do zasilania płuczką wiertniczą pod wysokim ciśnieniem, tworząc strumienie ustawione tak, by cięły znajdującą się w sąsiedztwie skałę. Wspomniane dysze zawierają jedną lub większą liczbę skierowanych ogólnie osiowo dysz pilotujących oraz jedną lub większą liczbę skierowanych ogólnie promieniowo dysz rozwiercających. Głowica tnąca według wynalazku charakteryzuje się tym, że co najmniej dysze pilotujące mają niezwężającą się sekcję wylotową tak, że wydostający się z nich strumień ma zasadniczo stały przekrój poprzeczny w strefie bezpośrednio sąsiadującej z sekcją wylotową.
Korzystnie, dysze rozwiercające także charakteryzują się niezwężającą się sekcją wylotową tak, że wydostający się z nich strumień ma zasadniczo stały przekrój poprzeczny w strefie bezpośrednio sąsiadującej z sekcją wylotową.
Korzystnie, prowadząca część obrotowego zespołu dyszowego zawierająca dysze pilotujące ma znacznie mniejszą średnicę niż dalsza część obrotowego zespołu dyszowego zawierającego dysze rozwiercające.
Korzystnie, dalsza część obrotowego zespołu dyszowego jest utworzona w sposób schodkowy, w postaci stopni o stopniowo rosnących średnicach, przy czym w każdym stopniu jest usytuowana jedna dysza rozwiercająca tak, że strumień wydostający się z każdej dyszy rozwiercającej jest usytuowany blisko znajdującej się w sąsiedztwie powierzchni odwiertu.
Pomimo dowolnych innych postaci, które mogą wchodzić w jego zakres, jedna korzystna postać wynalazku zostanie obecnie opisana jedynie w charakterze przykładu, w odniesieniu do załączonych rysunków, na których:
Figura 1 przedstawia widok boczny głowicy wiertniczej do wiercenia płynem według wynalazku;
Figura 2 przedstawia schematycznie znaną głowicę wiertniczą do wiercenia płynem, ukazując tworzenie się chmur kawitacyjnych oddalonych od wylotów dysz;
Figura 3 przedstawia w widoku perspektywicznym z prawej strony obrotowy zespół dyszowy głowicy wiertniczej do wiercenia płynem według wynalazku;
Figura 4 przedstawia w widoku perspektywicznym z lewej strony obrotowy zespół dyszowy głowicy wiertniczej do wiercenia płynem według wynalazku;
Figura 5 przedstawia w widoku z przodu obrotowy zespół dyszowy pokazany na figurach 3 i 4;
Figura 6 przedstawia widok z boku obrotowego zespołu dyszowego pokazanego na figurach 3 i 4, i
Figura 7 przedstawia w przekroju poprzecznym dyszę typu używanego w głowicy wiertniczej do wiercenia płynem według wynalazku.
PL 226 832 B1
W korzystnej postaci wynalazku, głowica wiertnicza 8 do wiercenia płynem ma typowo obrotowy zespół dyszowy 9 oraz może zawierać inne elementy, takie jak pierścień kalibrujący 10 zamontowany na prowadzącym końcu korpusu 11 głowicy wiertniczej.
Bardziej szczegółowa konfiguracja obrotowego zespołu dyszowego 9 będzie opisana w dalszym ciągu w odniesieniu do figur 3 do 7, które przedstawiają w jaki sposób można zoptymalizować konstrukcję i rozmieszczenie dysz, aby przezwyciężyć problemy związane z typową znaną głowicą wiertniczą do wiercenia płynem typu oznaczonego jako 12 na figurze 2.
W typowych znanych głowicach wiertniczych do wiercenia płynem, obrotowy zespół dyszowy 13 ma dysze pilotujące 14 i dysze rozwiercające 15, które mają typowo konstrukcję „dyszy tubowej”, mającej rozbieżną wylotową część. Dysze tego typu wytwarzają chmury kawitacyjne dużej mocy, pokazane schematycznie jako 16, które są skuteczne w cięciu i kruszeniu skały. Na podstawie dokładnych badań laboratoryjnych stwierdzono, że choć chmury kawitacyjne 16 wytwarzane przez dysze 14 i 15 są oczywiście bardzo silne, są one oddalone od wylotów dysz, jak wyraźnie pokazano na figurze 2, czego skutkiem jest „martwa strefa” 17 pomiędzy chmurą kawitacyjną 16 i wylotami dysz. Ze względu na martwą strefę, znane narzędzia tego rodzaju należy wolno przemieszczać w otworze, aby zapewnić, że cięta skała pozostanie oddalona od przedniej powierzchni 18 głowicy. Gdy tylko przednia powierzchnia 18 przemieszcza się zbyt szybko do czoła skały, chmura kawitacyjna 16 przestaje być skuteczna i strumień uderza w czoło skały w martwej strefie 17.
Niniejszy wynalazek przezwycięża tę wadę dostarczając dysz typu pokazanego na figurze 7, gdzie dysza 18 jest typowo wprowadzona w otwór 19 utworzony w obrotowym zespole dyszowym 20 i przymocowana tam za pomocą gwintowego połączenia 21.
Dysza jest typowo utworzona w taki sposób, aby znajdowała się w pogłębieniu 22, toteż wierzchołek gwintu 23 dyszy leży w jednej płaszczyźnie z podstawą pogłębienia.
Podczas gdy wlotowa część 24 każdej dyszy jest typowo zbieżna do wewnątrz, aby zwiększyć prędkość wody pod wysokim ciśnieniem pompowanej przez dyszę, sekcja wylotowa 25 jest utworzona jako nie zwężająca się sekcja, jak wyraźnie widać na figurze 7, toteż strumień wydostający się z niej ma zasadniczo stały przekrój poprzeczny w strefie bezpośrednio sąsiadującej z sekcją wylotową.
Stwierdzono, że zastosowanie dysz utworzonych zgodnie z tą konfiguracją daje strumień, który jest skuteczny w cięciu albo kruszeniu skały bezpośrednio sąsiadującej z wylotem z dyszy, unikając w ten sposób powstawania martwej strefy 17, występującej typowo w znanych konfiguracjach dyszy.
Aby zmaksymalizować działanie tnące skałę tego typu dysz stwierdzono też, że jest bardziej efektywne, aby tworzyć obrotowy zespół dyszowy w sposób schodkowy tak, że prowadząca część 26 zawierająca dysze pilotujące tworzące strumień 1 i strumień 2 ma znacznie mniejszą średnicę niż dalsza część 27 obrotowego zespołu dyszowego zawierająca dysze rozwiercające.
Dysze rozwiercające 3, 4, 5 i 6 są typowo usytuowane w taki sposób, aby dostarczały strumienie rozwiercające, jak pokazano na figurach 3 i 4 i są usytuowane odpowiednio w miejscach oznaczonych odnośnikami 29, 30, 31 i 32, jak można wyraźnie zobaczyć na figurze 6.
W ten sposób, dalsza część 27 obrotowego zespołu dyszowego 9 jest utworzona w sposób schodkowy o stopniowo rosnących średnicach, przy czym w każdym stopniu jest usytuowana jedna dysza rozwiercająca tak, że strumień wydostający się z każdej dyszy rozwiercającej jest usytuowany blisko sąsiadującej powierzchni odwiertu.
Stwierdzono, iż najbardziej efektywne z punktu widzenia maksymalizacji działania każdego strumienia rozwiercającego jest, aby umożliwić strumieniom rozwiercającym wydostawanie się ze swych dysz blisko powierzchni odwiertu przeznaczonego do rozwiercania i powiększania aż do osiągnięcia finalnej średnicy odwiertu. Ostatecznie, średnicę odwiertu reguluje pierścień kalibrujący 10.
Ten efekt optymalizuje się zmniejszając średnicę prowadzącej części 26 na tyle, na ile jest to fizycznie możliwe, toteż funkcja cięcia strumienia pilotującego ulega osłabieniu w porównaniu ze stopniowym powiększaniem średnicy odwiertu przez strumienie rozwiercające w dalszych schodkowych częściach 27.
W połączeniu z zastosowaniem dysz opisanego wcześniej typu, umożliwia to strumieniom rozwiercającym działanie blisko czoła skały i stopniowe zwiększanie średnicy otworu w sposób schodkowy. Skierowanie do tyłu strumieni rozwiercających także umożliwia o wiele bardziej skuteczne kruszenie skały w tej bezpośredniej bliskości.
Badania laboratoryjne wykazały, że strefa w obrębie około 5 mm od wylotu z każdego strumienia rozwiercającego jest wysoce niszcząca, o wiele bardziej niż oddalona chmura kawitacyjna dysz tubowych używanych w znanych urządzeniach.
PL 226 832 B1
Rzeczywiste średnice wylotów dysz dobiera się w zależności od rodzaju skały przeznaczonej do cięcia, podobnie jak ciśnienie wody doprowadzanej do dysz przez głowicę wiertniczą do wiercenia płynem. Badania wykazały, że wiercenie jest skuteczne przy ciśnieniach od 48 MPa do 73 MPa. Ciśnienie 48 MPa jest lepsze w przypadku węgli błyszczących, zaś ciśnienie 73 MPa jest lepsze w pasmach iłowca i piaskowcu.
Średnice dyszy zmieniają się w zależności od materiału i usytuowania dyszy. Przednie dysze pilotujące nie muszą mieć średnicy większej niż 0,7 mm do 1,0 mm. Najlepiej jest zminimalizować te wielkości, aby poprawić przedni nacisk netto narzędzia, a niewielka zmiana czyni dużą różnicę, gdyż są one praktycznie skierowane prosto do przodu. Dysze rozwiercające pracują dobrze w zakresie pomiędzy 0,5 mm i 1,3 mm, znów w zależności od warunków w złożu węgla. Otwór o długości 310 m wywiercono stosując dysze 0,8 skierowane do przodu, 0,9 skierowane ukośnie do przodu oraz trzy dysze rozwiercające 1,1 w tej głowicy. Dało to jednak prędkość penetracji około 1 m/min.
W ten sposób można dostarczyć obrotowego zespołu dyszowego do głowicy wiertniczej do wiercenia płynem, który umożliwia większe prędkości wiercenia niż uzyskiwano wcześniej przy użyciu znanych głowic wiertniczych, a ponadto umożliwia dokładniejszą kontrolę wielkości odwiertu i efektywne rozmieszczenie dysz rozwiercających.

Claims (8)

1. Głowica tnąca do cięcia płynem typu mającego szereg dysz w obrotowym zespole dyszowym do hydraulicznego wykonywania przez cięcie odwiertu w skale, przy czym wspomniane dysze są przystosowane do zasilania płuczką wiertniczą pod wysokim ciśnieniem, tworząc strumienie ustawione tak, by cięły znajdującą się w sąsiedztwie skałę, przy czym wspomniane dysze zawierają jedną lub większą liczbę skierowanych ogólnie osiowo dysz pilotujących oraz jedną lub większą liczbę skierowanych ogólnie promieniowo dysz rozwiercających, znamienna tym, że co najmniej dysze pilotujące mają niezwężającą się sekcję wylotową tak, że wydostający się z nich strumień ma zasadniczo stały przekrój poprzeczny w strefie bezpośrednio sąsiadującej z sekcją wylotową, przy czym prowadząca część obrotowego zespołu dyszowego zawierająca dysze pilotujące ma znacznie mniejszą średnicę niż dalsza część obrotowego zespołu dyszowego zawierająca dysze rozwiercające.
2. Głowica według zastrz. 1, w której dysze rozwiercające także charakteryzują się niezwężającą się sekcją wylotową tak, że wydostający się z nich strumień ma zasadniczo stały przekrój poprzeczny w strefie bezpośrednio sąsiadującej z sekcją wylotową.
3. Głowica według zastrz. 2, w której dysze rozwiercające są zorientowane tak, że strumienie wydostające się z nich są skierowane ukośnie do tyłu względem kierunku przemieszczania się głowicy tnącej.
4. Głowica według jednego z zastrz. 1 do 3, w której dalsza część obrotowego zespołu dyszowego jest utworzona w sposób schodkowy, w postaci stopni o stopniowo rosnących średnicach, przy czym w każdym stopniu jest umieszczona co najmniej jedna dysza rozwiercająca tak, że strumień wydostający się z każdej dyszy rozwiercającej jest usytuowany blisko znajdującej się w sąsiedztwie powierzchni odwiertu.
5. Głowica według jednego z zastrz. 1 do 4, w której jedna albo większa liczba dysz ma/mają wlotową część zwężającą się do wewnątrz, przed niezwężającą się sekcją wylotową, patrząc w kierunku przepływu.
6. Głowica według jednego z zastrz. 1 do 5, w której dysze pilotujące mają średnicę wewnętrzną mniejszą niż 1,0 mm.
7. Głowica według jednego z zastrz. 1 do 6, w której dysze rozwiercające mają średnicę wewnętrzną mniejszą niż 1,3 mm.
8. Głowica według zastrz. 7, w której dysze rozwiercające mają średnicę wewnętrzną pomiędzy 0,5 mm i 1,3 mm.
PL406176A 2011-02-25 2012-02-23 Konstrukcja dyszy głowicy wiertniczej dowiercenia płynem PL226832B1 (pl)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2011900671 2011-02-25
AU2011900671A AU2011900671A0 (en) 2011-02-25 Fluid drilling head nozzle design
PCT/AU2012/000168 WO2012113024A1 (en) 2011-02-25 2012-02-23 Fluid drilling head nozzle design

Publications (2)

Publication Number Publication Date
PL406176A1 PL406176A1 (pl) 2014-05-12
PL226832B1 true PL226832B1 (pl) 2017-09-29

Family

ID=46720019

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PL406176A PL226832B1 (pl) 2011-02-25 2012-02-23 Konstrukcja dyszy głowicy wiertniczej dowiercenia płynem

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20130319773A1 (pl)
CN (1) CN103429838B (pl)
AU (1) AU2012220354B2 (pl)
CA (1) CA2827989A1 (pl)
DE (1) DE112012000985T5 (pl)
PL (1) PL226832B1 (pl)
RU (2) RU2586832C2 (pl)
WO (1) WO2012113024A1 (pl)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103256007B (zh) * 2013-05-24 2015-02-25 中国石油大学(北京) 井下动力增压钻具
CN103758454B (zh) * 2014-01-21 2015-10-28 河南理工大学 软煤发育区成孔、造穴、冲粉、卸压一体化装置
CN105507815B (zh) * 2014-09-27 2017-12-22 中国石油化工集团公司 一种水力驱动的套管内径向钻孔高压旋转磨头
CA2974075A1 (en) * 2016-08-09 2018-02-09 Varel International Ind., L.P. Durable rock bit for blast hole drilling
USD863383S1 (en) * 2018-04-17 2019-10-15 Dirt Duck, Llc Fluid drilling head
CN108533183B (zh) * 2018-06-22 2023-08-15 西南石油大学 一种刀翼上设置有被动旋转喷嘴的pdc钻头
CN110359855B (zh) * 2019-07-11 2021-01-19 中煤科工集团西安研究院有限公司 具有防失速装置的自旋转射流钻头用喷头
CN110671052B (zh) * 2019-11-11 2020-11-03 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种推进力可调的双向自平衡旋转水射流钻孔装置
CN114856453B (zh) * 2022-07-06 2022-09-09 胜利油田万和石油工程技术有限责任公司 一种带有快速拆装式喷嘴的pdc钻头

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1111633A (fr) * 1954-09-17 1956-03-02 Snecma Dispositif de réglage de la section d'une tuyère
US3990959A (en) * 1970-04-25 1976-11-09 The Secretary Of State For Defence In Her Britannic Majesty's Government Of The United Kingdom Of Great Britain And Northern Ireland Process for electro-chemical machining
SU417600A1 (pl) * 1971-05-04 1974-02-28
US4106577A (en) * 1977-06-20 1978-08-15 The Curators Of The University Of Missouri Hydromechanical drilling device
DE2906648C3 (de) * 1979-02-21 1981-09-10 Alfred Kärcher GmbH & Co, 7057 Winnenden Spritzdüsenanordnung für Hochdruckreinigungsgeräte
US4507969A (en) * 1983-03-15 1985-04-02 Martin Marietta Corporation Ultrasonic liquid jet probe
US4611672A (en) * 1984-06-18 1986-09-16 Vereinigte Edelstahlwerke Aktiengesellschaft Drill bit
SU1281675A1 (ru) * 1985-03-29 1987-01-07 Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе Скважинный гидромониторный расширитель
ZA872710B (en) * 1986-04-18 1987-10-05 Wade Oakes Dickinson Ben Iii Hydraulic drilling apparatus and method
US4991667A (en) * 1989-11-17 1991-02-12 Ben Wade Oakes Dickinson, III Hydraulic drilling apparatus and method
US5199512A (en) * 1990-09-04 1993-04-06 Ccore Technology And Licensing, Ltd. Method of an apparatus for jet cutting
US6148935A (en) * 1998-08-24 2000-11-21 Earth Tool Company, L.L.C. Joint for use in a directional boring apparatus
US6138777A (en) * 1999-02-11 2000-10-31 Phillips Petroleum Company Hydraulic underreamer and sections for use therein
AUPR886401A0 (en) * 2001-11-14 2001-12-06 Cmte Development Limited Fluid drilling head

Also Published As

Publication number Publication date
DE112012000985T5 (de) 2014-04-03
AU2012220354B2 (en) 2016-09-22
AU2012220354A1 (en) 2013-08-29
CN103429838B (zh) 2016-06-29
US20130319773A1 (en) 2013-12-05
RU2016111932A (ru) 2018-11-27
RU2586832C2 (ru) 2016-06-10
RU2016111932A3 (pl) 2018-11-27
CN103429838A (zh) 2013-12-04
WO2012113024A1 (en) 2012-08-30
RU2013140288A (ru) 2015-03-27
PL406176A1 (pl) 2014-05-12
CA2827989A1 (en) 2012-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
PL226832B1 (pl) Konstrukcja dyszy głowicy wiertniczej dowiercenia płynem
AU2002339245B2 (en) Fluid drilling head
US4251109A (en) Dust controlling method using a coal cutter bit
AU2002339245A1 (en) Fluid drilling head
RU2586347C2 (ru) Гидравлическая бурильная головка со скользящим калибровочным кольцом
SU934915A3 (ru) Способ отбойки горных пород и устройство дл его осуществлени
US20150368976A1 (en) Fixed-cutter drill bits generating cores
CN105507815A (zh) 一种水力驱动的套管内径向钻孔高压旋转磨头
RU2359124C1 (ru) Щелеобразователь
PL222365B1 (pl) Sposób drążenia tunelu, szczególnie tunelu ratowniczego w podziemiach kopalń
PL423666A1 (pl) Sposób wykonywania nacięć w skałach z otworów wiertniczych