RU2191244C1

RU2191244C1 - Roller-cutter drilling bit

Info

Publication number: RU2191244C1
Application number: RU2001107642A
Authority: RU
Inventors: П.Ф. Осипов
Original assignee: Осипов Петр Федотович
Priority date: 2001-03-21
Filing date: 2001-03-21
Publication date: 2002-10-20

Abstract

FIELD: well drilling with use of jet drilling bits. SUBSTANCE: roller-cutter drilling bit has legs with axles, roller cutters installed on them by means of bearings with teeth rows reinforced with hard-alloy teeth or milled teeth, three an more jet nozzles located on bit body for jet formation. All roller cutters, except for one of them, are truncated and having only periphery teeth rows To provide for direct action of jets onto bottom hole, nozzles are arranged over entire bottom hole radius in bit body so that jet axis formed by the first jet nzzle is oriented so that point of intersection of jet axis with bottom hole surface coincides with middle circumference of breakage annular channel from top teeth row of roller cutter, and jet axis formed by the second jet nozzle coincides with middle circumference of breakage annular channel from periphery teeth rows of all roller cutters. Axes of jets of other nozzles are uniformly distributed between the first and second nozzles. EFFECT: increased drilling bit operating reliability and efficiency due to increased drilling rate owing to efficient use of hydraulic jets energy. 2 dwg

Description

Изобретение относится к области бурения скважин с применением шарошечных гидромониторных долот. The invention relates to the field of well drilling using roller cone hydraulic bits.

Известны шарошечные гидромониторные долота, например трехшарошечные, у которых все насадки для формирования струй размещены в корпусе долота так, что струи воздействуют только на периферийную часть забоя, причем точки пересечения осей струй с поверхностью забоя находятся на одной окружности: симметричны относительно оси долота [1]. Шарошки таких долот снабжены, как правило, тремя (или более) венцами с породоразрушающими элементами - твердосплавными зубками или фрезерованными зубьями, а вершины шарошек сходятся в центральной части долота. Known cone hydromonitor bits, for example three cone bits, in which all nozzles for forming jets are placed in the body of the bit so that the jets act only on the peripheral part of the face, and the intersection points of the axis of the jets with the face of the face are on the same circle: symmetrical about the axis of the bit [1] . The cutters of such bits are usually equipped with three (or more) crowns with rock-cutting elements - carbide teeth or milled teeth, and the tops of the cutters converge in the central part of the bit.

Недостатком таких долот является то, что тела шарошек перекрывают практически все сечение скважины, за исключением ограниченных зазоров между шарошками на периферийной части забоя. В результате становится конструктивно невозможным обеспечить непосредственное воздействие гидромониторных струй на всю поверхность забоя. The disadvantage of such bits is that the bodies of the cutters overlap almost the entire cross section of the well, with the exception of the limited gaps between the cutters on the peripheral part of the face. As a result, it becomes structurally impossible to provide a direct impact of jet jets on the entire face.

Исследования механизма очистки забоя от выбуренной породы при бурении гидромониторными долотами показали [2], что отделение частиц породы от забоя происходит под воздействием обратных фильтрационных потоков, инициированных действием на породу вращающихся вместе с долотом струй. Обратные фильтрационные потоки в породе возникают только в зоне непосредственного воздействия струй, обеспечивая не только отделение породы, но и создание благоприятной гидродинамической обстановки для разрушения ее вооружением шарошек путем уменьшения градиента давления в зоне предразрушения (вплоть до сохранения состояния депрессии). В результате существенно возрастает буримость пород, но только на периферии забоя скважины. В центральной части забоя, не испытывающей непосредственного воздействия струй, обратные фильтрационные потоки в породе не возникают и буримость породы не увеличивается. Следовательно, отсутствие непосредственного воздействия струй на центральную часть забоя является основной причиной, сдерживающей рост механической скорости бурения от применения высоконапорных струй. Investigations of the mechanism for cleaning bottom from cuttings while drilling with hydromonitor bits showed [2] that the separation of rock particles from the bottom occurs under the influence of reverse filtration flows initiated by the action of the jets rotating together with the bit. Reverse filtration flows in the rock occur only in the zone of direct impact of the jets, providing not only separation of the rock, but also the creation of a favorable hydrodynamic environment for its destruction by the cones by reducing the pressure gradient in the prefracture zone (up to preserving the state of depression). As a result, rock drillability increases significantly, but only at the periphery of the bottom of the well. In the central part of the face, which is not directly affected by jets, reverse filtration flows do not occur in the rock and the drillability of the rock does not increase. Therefore, the lack of direct impact of the jets on the central part of the face is the main reason that constrains the growth of the mechanical drilling speed from the use of high-pressure jets.

Из изложенного следует, что если путем изменения конструкции долота будет обеспечено непосредственное воздействие струй на всю поверхность забоя, то произойдет существенное увеличение механической скорости бурения по сравнению с известными долотами и схемами промывки забоя скважины. It follows from the foregoing that if, by changing the design of the bit, the direct impact of the jets on the entire surface of the bottom is ensured, then a significant increase in the mechanical drilling speed will occur compared with the known bits and flushing patterns of the bottom of the well.

Целью настоящего изобретения является увеличение механической скорости бурения, достигаемое без увеличения забойной гидравлической мощности, затрачиваемой на очистку забоя. The aim of the present invention is to increase the mechanical drilling speed, achieved without increasing the bottomhole hydraulic power spent on cleaning the bottom.

Указанная цель достигается тем, что в предлагаемом долоте, содержащем лапы с цапфами, установленные посредством подшипников шарошки с породоразрушающими венцами, армированные твердосплавными зубками или фрезерованными зубьями, все шарошки, кроме одной, первой, имеют усеченные шарошки, снабженные только периферийными венцами с породоразрушающими элементами. В результате между шарошками образуются зазоры, достаточные для размещения струй, воздействующих непосредственно на поверхность забоя по всему его радиусу, для чего три и более гидромониторных насадки, формирующие струи, установлены в корпусе долота таким образом, что струи размещаются от центра до периферии забоя на различных расстояниях от центра, причем ось струи, истекающей из первой насадки, совпадает со средней окружностью кольцевого канала разрушения от вершинного венца. Ось струи, истекающей из второй насадки, совпадает со средней окружностью кольцевого канала разрушения от периферийных венцов, а струи остальных насадок равномерно распределены между первой и второй насадками. This goal is achieved by the fact that in the proposed bit containing paws with trunnions, mounted by means of cone bearings with rock cutting crowns, reinforced with carbide teeth or milled teeth, all cones except one, the first, have truncated cones equipped with only peripheral crowns with rock cutting elements. As a result, gaps are formed between the cones sufficient to accommodate the jets acting directly on the face of the face along its entire radius, for which three or more nozzles forming the jet are installed in the bit body in such a way that the jets are placed from various centers to the periphery of the face distances from the center, and the axis of the jet flowing from the first nozzle coincides with the average circumference of the annular destruction channel from the vertex crown. The axis of the jet flowing from the second nozzle coincides with the average circumference of the annular destruction channel from the peripheral crowns, and the jets of the remaining nozzles are evenly distributed between the first and second nozzles.

На фиг. 1 приведена схема видоизменения шарошек долота для создания зазоров между шарошками и обеспечения непосредственного воздействия струй на забой скважины; на фиг.2 - схема размещения четырех гидромониторных насадок в корпусе трехшарошечного долота, в плане. In FIG. 1 shows a modification of the cone bits to create gaps between cones and ensure the direct impact of the jets on the bottom of the well; figure 2 - layout of four hydraulic nozzles in the housing of the three-cone bit, in plan.

На одной из лап шарошечного долота 1, снабженных цапфами 2, установлена шарошка с породоразрушающими венцами по контуру 3, а на остальных - усеченные шарошки 4 (выделены штриховкой), снабженные только периферийными венцами. В непосредственной близости от оси вращения долота установлена в корпусе долота первая насадка 5 таким образом, что ось сформированной ею струи 6 совпадает со средним радиусом кольцевого канала разрушения от вершинного венца. On one of the paws of the cone bit 1, equipped with pins 2, a cone with rock-cutting crowns along contour 3 is installed, and on the rest, truncated cones 4 (marked with hatching), equipped only with peripheral crowns. In the immediate vicinity of the axis of rotation of the bit, the first nozzle 5 is installed in the case of the bit so that the axis of the jet 6 formed by it coincides with the average radius of the annular fracture channel from the vertex crown.

На фиг. 2 приведена схема размещения четырех гидромониторных насадок (их может быть больше, но не менее трех) в корпусе трехшарошечного долота в плане (вид сверху). Все формируемые насадками струи размещены на различных расстояниях по радиусу забоя между первой шарошкой 3 и одной из усеченных шарошек 4 (возможно размещение части струй в других зазорах между шарошками). In FIG. Figure 2 shows the layout of four hydraulic nozzles (there may be more, but not less than three) in the three-cone bit case in plan (top view). All jets formed by the nozzles are placed at different distances along the bottom radius between the first cone 3 and one of the truncated cones 4 (it is possible to place part of the jets in other gaps between the cones).

При вращении долота точка пересечения оси струи, истекающей из первой насадки 5, с поверхностью забоя описывает окружность с радиусом r₁, совпадающую со средней окружностью кольцевого канала разрушения от вершинного венца; аналогичная точка от струи, истекающей из второй насадки 7, описывает окружность, совпадающую со средней окружностью кольцевого канала разрушения от периферийных венцов; аналогичные окружности от струй, истекающих из других насадок, соответственно с радиусами r₃ и r₄ распределяются равномерно между первой и второй насадками.When the bit is rotated, the intersection point of the axis of the jet flowing out of the first nozzle 5 with the face of the face describes a circle with a radius r ₁ that matches the average circumference of the annular fracture channel from the apex; a similar point from the jet flowing from the second nozzle 7 describes a circle coinciding with the average circumference of the annular destruction channel from the peripheral crowns; similar circles from jets flowing from other nozzles, respectively, with radii r ₃ and r _{4 are} distributed evenly between the first and second nozzles.

Вращаясь вместе с долотом вокруг оси скважины и воздействуя непосредственно на забой по всему радиусу забоя, струи инициируют обратные фильтрационные потоки по всей поверхности забоя и обеспечивают отделение частиц породы от забоя, создание благоприятных условий для последующего разрушения породы вооружением шарошек, повышая буримость пород по всему забою, чем обеспечивается увеличение механической скорости бурения без дополнительного увеличения гидравлической мощности струй. Rotating together with the bit around the axis of the well and acting directly on the bottom along the entire radius of the bottom, the jets initiate reverse filtration flows over the entire surface of the bottom and provide separation of rock particles from the bottom, creating favorable conditions for subsequent destruction of the rock by cone armament, increasing the drillability of rocks throughout the bottom This ensures an increase in the mechanical drilling speed without an additional increase in the hydraulic power of the jets.

Источники информации:
1. Масленников И.К. Буровой инструмент. (Справочник). - М.: Недра, 1989. - С. 54, рис. 2.1.17; с. 61, рис. 2.1.22; с. 64, рис. 2.1.24; с. 68, рис. 2.1.26.Sources of information:
1. Maslennikov I.K. Drilling tool. (Directory). - M .: Nedra, 1989 .-- S. 54, Fig. 2.1.17; from. 61, fig. 2.1.22; from. 64, fig. 2.1.24; from. 68, fig. 2.1.26.

2. Осипов П.Ф., Зелепукин В.И. Фильтрационные потоки на забое скважины при бурении гидромониторными долотами.//Нефтяное хозяйство. - 1986.- 9.-С. 32-34. 2. Osipov P.F., Zelepukin V.I. Filtration flows at the bottom of the well when drilling with hydraulic monitor bits. // Oil industry. - 1986.- 9.-S. 32-34.

Claims

A cone drill bit containing paws with trunnions mounted on them by means of cone bearings with rock cutting crowns reinforced with carbide teeth or milled teeth, three or more hydraulic nozzles for forming jets placed on the bit body, characterized in that all cones except one are made truncated, having only peripheral crowns, while to ensure the direct impact of the jets on the bottom of the well along the entire radius of the bottom of the bottom nozzles are placed in the body of the bit so that the axis of the jet formed by the first nozzle is oriented so that the point of intersection of the axis of the jet with the bottom surface coincides with the average circumference of the annular destruction channel from the top crown of the cone, the second nozzle with the average circumference of the annular destruction channel from the peripheral crowns of all cones, and the axis the jets of the remaining nozzles are evenly distributed between the first and second nozzles.