RU2482254C1 - Drilling bit - Google Patents
Drilling bit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482254C1 RU2482254C1 RU2012102486/03A RU2012102486A RU2482254C1 RU 2482254 C1 RU2482254 C1 RU 2482254C1 RU 2012102486/03 A RU2012102486/03 A RU 2012102486/03A RU 2012102486 A RU2012102486 A RU 2012102486A RU 2482254 C1 RU2482254 C1 RU 2482254C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tension spring
- check valve
- bit
- guide cone
- protective jacket
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, а именно к шарошечным долотам для бурения скважин с очисткой забоя скважин газообразным агентом.The invention relates to a rock cutting tool, namely to cone bits for drilling wells with cleaning the bottom of the wells with a gaseous agent.
Известно буровое шарошечное долото для бурения скважин с очисткой забоя скважин газообразным агентом, включающее лапы с ниппельной частью и каналами для продувочных сопел с установленными в них шламозащитными запорными органами в виде усеченного конуса из эластичного материала, соединенными с корпусом долота пружиной растяжения (см. авт.св. СССР №1492018, Е21В 27/00, 1989 г.).A cone drill bit is known for drilling wells with cleaning the bottom of the wells with a gaseous agent, including paws with a nipple part and channels for purging nozzles with slurry protection shutoff bodies installed in them in the form of a truncated cone made of elastic material connected to the body of the bit by a tension spring (see ed. St. USSR No. 1492018, Е21В 27/00, 1989).
Недостатком этого долота является возможность выхода запорного органа и пружины за пределы корпуса долота во время работы, что приводит к повреждению шламозащитного органа обратным потоком очистного агента, особенно при наличии абразивных частиц. Это приводит к износу контактной поверхности шламозащитного органа со стенками сопла и как следствие этого к разгерметизации запорного органа.The disadvantage of this bit is the possibility of the gate and spring outside the bit body during operation, which leads to damage to the sludge protective organ by the reverse flow of the cleaning agent, especially in the presence of abrasive particles. This leads to deterioration of the contact surface of the sludge protective organ with the walls of the nozzle and, as a result, to depressurization of the shut-off element.
Наиболее близким к предложенному по технической сущности и достигаемому результату является буровое долото, включающее корпус со смонтированными на его цапфах шарошками и продувочный канал, в котором установлен обратный клапан, состоящий из защитного кожуха, жестко соединенного с корпусом, и размещенного в его полости запорного органа (см. патент РФ №2098596, кл. Е21В 10/60,1997 г.).The closest to the proposed technical essence and the achieved result is a drill bit, comprising a housing with cones mounted on its trunnion pins and a purge channel, in which a check valve is installed, consisting of a protective casing rigidly connected to the housing and placed in its cavity of the locking member ( see RF patent No. 2098596, class EB21 / 10 / 60.1997).
Основным недостатком данного долота является малая эффективность его работы из-за низкой надежности обратного клапана, особенно при бурении по абразивным породам на форсированных режимах с использованием высокопроизводительного компрессорного оборудования. Связано это с возможностью зашламования полости обратного клапана, где размещена пружина сжатия. Другой причиной низкой эффективности работы долота является невозможность регулирования скорости подачи очистного агента за исключением изменения объема прокачиваемого компрессора воздуха.The main disadvantage of this bit is the low efficiency of its operation due to the low reliability of the check valve, especially when drilling through abrasive rocks in forced modes using high-performance compressor equipment. This is due to the possibility of slamming the cavity of the check valve, where the compression spring is located. Another reason for the low efficiency of the bit is the inability to control the feed rate of the cleaning agent with the exception of changes in the volume of pumped air compressor.
В связи с изложенным техническим результатом изобретения является повышение эффективности работы долота за счет улучшения надежности работы обратного клапана и возможности регулирования скорости подачи очистного агента не только за счет изменения объема подаваемого очистного агента, но и за счет изменения поперечного сечения каналов, через которые подается очистной агент.In connection with the stated technical result of the invention is to increase the efficiency of the bit by improving the reliability of the check valve and the ability to control the feed rate of the cleaning agent, not only by changing the volume of the supplied cleaning agent, but also by changing the cross section of the channels through which the cleaning agent is supplied .
Поставленный технический результат достигается тем, что в буровом долоте, включающем корпус со смонтированными на его цапфах шарошками и продувочный канал, в котором установлен обратный клапан, состоящий из защитного кожуха, жестко соединенного с корпусом, и размещенного в его полости запорного органа, согласно изобретению обратный клапан установлен по оси долота, защитный кожух выполнен со сквозными пазами по числу шарошек, направленными в межшарошечное пространство, а запорный орган выполнен в виде пружины растяжения с направляющим конусом, при этом верхний конец пружины растяжения жестко соединен с защитным кожухом, а нижний - с направляющим конусом.The technical result is achieved by the fact that in the drill bit, comprising a housing with cones mounted on its trunnions and a purge channel, in which a check valve is installed, consisting of a protective casing rigidly connected to the casing, and a check valve placed in its cavity, according to the invention the valve is installed along the axis of the bit, the protective casing is made with through grooves according to the number of cones directed to the inter-cone space, and the locking element is made in the form of a tension spring with a guide ōnusa, the upper end of the tension spring is rigidly connected to the shroud, and the bottom - with a guide cone.
Достижению указанного технического результата способствует также и то, что диаметр витков пружины растяжения в средней части и на концевых участках различен.The achievement of the specified technical result also contributes to the fact that the diameter of the turns of the tension spring in the middle part and at the end sections is different.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлен общий вид долота, на фиг.2 - продольный разрез обратного клапана в рабочем положении; на фиг.3 - схема взаимного расположения шарошек и продувочных пазов обратного клапана; на фиг.4 - защитный кожух в аксонометрии.The invention is illustrated by drawings, where in Fig.1 shows a General view of the bit, in Fig.2 is a longitudinal section of a non-return valve in the operating position; figure 3 is a diagram of the relative position of the cones and the purge grooves of the check valve; figure 4 - protective casing in a perspective view.
Буровое долото включает корпус 1 с присоединительным ниппелем 2 и смонтированные на цапфах корпуса 1 шарошки 3. В лапах 1 выполнены каналы 4 для подачи в опоры шарошек 4 смазывающего и охлаждающего агентов и продувочные каналы 5. В канале 5 установлен центральный обратный клапан 6, установленный по оси долота и состоящий из защитного кожуха 7 и запорного органа 8. Защитный кожух 7 обратного клапана 6 выполнен со сквозными пазами 9, число которых соответствует числу шарошек 3. Пазы 9 ориентированы в межшарошечное пространство 10. Запорный орган 8 обратного клапана 6 выполнен в виде пружины растяжения с направляющим конусом 11, при этом верхний конец пружины растяжения жестко соединен с защитным кожухом 7, а нижний - с направляющим конусом 11. Защитный кожух 7 соединен с корпусом 1 любым известным способом, например стопорным штифтом 12 или посредством резьбы (не показано). В зависимости от условий работы диаметр витков пружины растяжения в средней части и на концевых участках различен. При наличии абразивных частиц в очистном агенте в средней части пружины используют витки большего диаметра, что предохранит витки от усиленного износа и обеспечит надежную работу долота в течение всего рейса. В других случаях средней части пружины можно использовать витки меньшего диаметра для уменьшения сопротивления очистному агенту.The drill bit includes a housing 1 with a connecting
В процессе бурения одна часть потока газообразного агента, в котором может быть распылено смазывающе-охлаждающее вещество (например, масло) путем установки специального конического отражателя (не показано) через каналы 4 подается в полость опор долота, а другая часть потока проходит через ниппель 2, продувочный канал 5 и поступает в полость обратного клапана 6. Под действием нисходящего потока сжатого воздуха, действующего на направляющий конус 11, запорный орган 8 перемещается вниз, растягивая витки пружины. При этом путем подбора жесткости пружины можно регулировать расстояние от каналов запорного органа 8 до забоя, а также и проходное сечение напорных каналов и тем самым дополнительно регулировать скорость потока нагнетаемого очистного агента. Одновременно с этим достигается и лучшая очистка вооружения шарошек от шлама. Для этого используется часть потока - А очистного агента, направляемого на рабочую поверхность шарошек 3 через щели, образованные стенками направляющего конуса 11 и защитного кожуха 7. При этом другая часть потока - Б направляется в межшарошечное пространство и обеспечивает очистку забоя от шлама, направляя поток очистного агента в направлении от центра к периферии и далее в затрубное пространство.During drilling, one part of the gaseous agent stream, in which a lubricating-cooling substance (for example, oil) can be sprayed by installing a special conical reflector (not shown), is supplied through the
В случае отключения источника подачи сжатого воздуха пружина растяжения сжимается, пружинные витки запорного органа 8 мгновенно смыкаются, прилегая один к другому, и перекрывают доступ шлама в ниппельную полость долота, а следовательно, и в его опоры. Это исключает операцию по подъему долота с забоя скважины и очистку его опор от шлама для последующего спуска долота в скважину.In the event of a disconnection of the compressed air supply source, the tension spring is compressed, the spring coils of the locking element 8 instantly close, adjoining one another, and block the access of the sludge to the nipple cavity of the bit, and therefore to its supports. This excludes the operation of raising the bit from the bottom of the well and cleaning its supports from sludge for subsequent lowering of the bit into the well.
При износе обратного клапана или его элементов они могут быть легко заменены запасными частями непосредственно на буровой.When the check valve or its elements are worn, they can be easily replaced with spare parts directly on the rig.
Предложенное долото имеет простую конструкцию, а применение его позволяет повысить эффективность буровых работ и значительно снизить их стоимость.The proposed bit has a simple design, and its use allows to increase the efficiency of drilling operations and significantly reduce their cost.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012102486/03A RU2482254C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Drilling bit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012102486/03A RU2482254C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Drilling bit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2482254C1 true RU2482254C1 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48789884
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012102486/03A RU2482254C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Drilling bit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2482254C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU316846A1 (en) * | П. И. Федотов , И. П. Чеботков | CROWN FOR DRILLING WELLS IN COAL EMISSIONS | ||
SU813063A1 (en) * | 1975-02-19 | 1981-03-15 | Краснодарский компрессорный завод | Valve |
US4457384A (en) * | 1982-08-23 | 1984-07-03 | Smith International, Inc. | Water separator and backflow valve |
SU1492018A1 (en) * | 1985-02-25 | 1989-07-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Drilling bit |
RU2078897C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-05-10 | Калишин Игорь Серафимович | Drill bit |
RU2098596C1 (en) * | 1995-11-29 | 1997-12-10 | Акционерное общество открытого типа "Волгабурмаш" | Drilling bit |
-
2012
- 2012-01-26 RU RU2012102486/03A patent/RU2482254C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU316846A1 (en) * | П. И. Федотов , И. П. Чеботков | CROWN FOR DRILLING WELLS IN COAL EMISSIONS | ||
SU813063A1 (en) * | 1975-02-19 | 1981-03-15 | Краснодарский компрессорный завод | Valve |
US4457384A (en) * | 1982-08-23 | 1984-07-03 | Smith International, Inc. | Water separator and backflow valve |
SU1492018A1 (en) * | 1985-02-25 | 1989-07-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Drilling bit |
RU2078897C1 (en) * | 1994-04-12 | 1997-05-10 | Калишин Игорь Серафимович | Drill bit |
RU2098596C1 (en) * | 1995-11-29 | 1997-12-10 | Акционерное общество открытого типа "Волгабурмаш" | Drilling bit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7383881B2 (en) | Stabiliser, jetting and circulating tool | |
US2238895A (en) | Cleansing attachment for rotary well drills | |
RU2698341C2 (en) | Drilling system with several fluid media | |
CN103261561A (en) | A rock drill bit and a drilling assembly for percussive rock drilling | |
ES2902753T3 (en) | Fluid-operated drilling device and a method of drilling a hole by using a fluid-operated drilling device | |
US20110290560A1 (en) | Early wear detection | |
RU2586122C2 (en) | Hydropercussion device | |
RU2482254C1 (en) | Drilling bit | |
RU2747633C2 (en) | Durable drill bit for drilling blastholes in hard rock (options) | |
CN110344766B (en) | Super strong rock breaking impactor | |
RU2479708C1 (en) | Rolling drilling bit | |
RU2481455C1 (en) | Rolling drilling bit | |
RU2446271C2 (en) | Hydraulic impact device | |
RU2481460C1 (en) | Crown for well drilling in emission hazardous beds | |
CA3050791C (en) | Highly-efficient composite drill bit for formation difficult to drill in deep well | |
US1641206A (en) | Well-drilling apparatus | |
RU2098596C1 (en) | Drilling bit | |
RU2576254C1 (en) | Drill bit | |
RU125617U1 (en) | WELL CALIBRATOR | |
RU2367763C1 (en) | Drill bit for well drilling on outburst-prone seams | |
RU2491406C1 (en) | Drilling rock bit | |
SU1048103A1 (en) | Bit for drilling boreholes, with blasting with compressed agent | |
RU2160350C1 (en) | Cone drill bit | |
JP2023548003A (en) | center bypass mud hammer | |
RU2579821C1 (en) | Drilling bit |