RU2492307C2

RU2492307C2 - Drill bit

Info

Publication number: RU2492307C2
Application number: RU2008110524/03A
Authority: RU
Inventors: Джефф Даунтон
Original assignee: Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2007-07-18
Filing date: 2008-03-20
Publication date: 2013-09-10
Also published as: CN101349144B; GB2451100B; GB0713923D0; GB2451100A; CN201221316Y; CN101349144A; RU2008110524A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: drill bit comprises a body with an axis of rotation, a cutting part, connection facilities, and also a calibrating area, which is between the above cutting part and the above connection facilities. The above calibrating area includes at least three discs, radii of which stretch perpendicularly from the above axis of rotation, besides, discs are arranged at a certain distance from each other along the above axis of rotation at the above main body. Discs have circumferential surfaces, arranged in such a manner that discs are limited with an imaginary 3D surface of conical cross section, the diameter of which perpendicularly to the axis of rotation varies in a disproportionate manner along the above axis as the function of distance from the cutting part.

EFFECT: stable guided drilling, reduced losses of energy, lower friction forces during bit rotation.

21 cl, 6 dwg

Description

Изобретение, описанное в данном документе, относится к буровому долоту, которое предназначено, главным образом, для использования при подземной разработке грунта.The invention described herein relates to a drill bit, which is intended primarily for use in underground mining.

Далее в описании термин «поверхность конического сечения» означает усеченный обобщенный конус, профиль поверхности которого между основанием конуса и его вершиной может быть прямым, а также может представлять собой обобщенную кривую и может быть непрерывным или прерывистым.In the following description, the term “conical section surface” means a truncated generalized cone, the surface profile of which between the base of the cone and its vertex can be straight, and can also be a generalized curve and can be continuous or discontinuous.

Традиционные буровые долота, применяемые при подземной разработке грунта, обычно представляют собой удлиненные структуры, как правило, с круглым поперечным сечением, состоящие из трех частей (см. патент US 2007102195, 10.05.2007). Во-первых, у них имеется режущая часть, которая соприкасается с вынимаемым материалом. Она обычно включает в себя множество режущих элементов, движение которых по выбуриваемому материалу приводит к выбуриванию или выдалбливанию материала. Во-вторых, имеются средства соединения, которые обычно располагаются на конце долота, противоположном режущей части, для соединения долота с источником движения (которым обычно является вращательная бурильная колонна). В-третьих, так называемая калибрующая область, которая находится между режущей частью и средствами соединения и которая предназначена для соприкосновения с боковыми поверхностями пробуриваемой скважины в целях стабилизации движения долота. Калибрующая область, как правило, свободна от режущих элементов и имеет диаметр, аналогичный диаметру ствола пробуриваемой скважины. Калибрующая область может также иметь в своей поверхности каналы, позволяющие выбуренному материалу и буровому раствору отодвигаться от режущей части. Это может произойти в результате подачи бурового раствора к режущей части отдельными способами, при этом буровой раствор вытесняет тот буровой раствор, который уже присутствует возле режущей части, а также выбуренный материал, заставляя его оттекать через каналы калибрующей области от режущей части. Калибрующая область обычно может иметь постоянный диаметр. Также используются калибрующие области, которые включают в себя линейный конус, т.е. участок, где диаметр калибрующей области пропорционален расстоянию от режущей части, в результате чего, как правило, получается калибрующая область в виде усеченного конуса (см. патент GB 2433760, 04.07.2007 или патент СА 2532618, 20.07.2006).Conventional drill bits used in underground mining, usually are elongated structures, usually with a circular cross section, consisting of three parts (see patent US 2007102195, 05/10/2007). Firstly, they have a cutting part that is in contact with the material being removed. It usually includes many cutting elements, the movement of which along the material being drilled leads to the drilling or hollowing out of the material. Secondly, there are connecting means, which are usually located at the end of the bit opposite the cutting part, for connecting the bit to a source of movement (which is usually a rotary drill string). Thirdly, the so-called gauge region, which is located between the cutting part and the means of connection and which is designed to contact the side surfaces of the drilled well in order to stabilize the movement of the bit. The calibration region is usually free of cutting elements and has a diameter similar to the diameter of the borehole being drilled. The calibrating region may also have channels in its surface that allow the drilled material and drilling fluid to move away from the cutting part. This can occur as a result of the supply of drilling fluid to the cutting part in separate ways, while the drilling fluid displaces the drilling fluid that is already present near the cutting part, as well as the drilling material, causing it to flow through the channels of the calibrating region from the cutting part. The gage region can usually have a constant diameter. Gauge regions that include a linear cone, i.e. a section where the diameter of the gage region is proportional to the distance from the cutting part, as a result of which, as a rule, the gage region is obtained in the form of a truncated cone (see patent GB 2433760, July 4, 2007 or patent CA 2532618, July 20, 2006).

Хорошо известно, что буровое долото необходимо направлять таким образом, чтобы оно следовало по криволинейной траектории в желаемом направлении. В данной ситуации часть поверхности калибрующей области может оказаться вдавленной в стенку буровой скважины. Это представляет серьезную проблему, так как ведет не только к нестабильности бурового долота, но также к потерям энергии на ненужное разъедание стенки буровой скважины и/или вышеуказанной поверхности калибрующей области. Так как поверхность калибрующей области обычно свободна от режущих элементов (однако она может иметь отвержденное, медленно изнашивающееся покрытие или оболочку), это означает, что ее столкновение с буровой скважиной приведет к значительному износу.It is well known that the drill bit must be directed so that it follows a curved path in the desired direction. In this situation, part of the surface of the gage region may be pressed into the wall of the borehole. This presents a serious problem, since it leads not only to instability of the drill bit, but also to energy losses due to unnecessary erosion of the borehole wall and / or the above surface of the gage region. Since the surface of the gage region is usually free of cutting elements (however, it may have a cured, slowly wearing coating or shell), this means that its collision with the borehole will lead to significant wear.

В предлагаемом изобретении сделана попытка устранить недостатки, описанные выше.In the present invention, an attempt is made to eliminate the disadvantages described above.

Согласно одному аспекту данного изобретения, представлено буровое долото, которое включает в себя:According to one aspect of the present invention, there is provided a drill bit that includes:

- главный корпус, имеющий ось, вокруг которой он вращается в процессе эксплуатации;- the main body having an axis around which it rotates during operation;

- режущую часть, движение которой в процессе эксплуатации по поверхности выбуриваемого материала ведет к выдалбливанию или отскабливанию материала;- a cutting part, the movement of which during operation along the surface of the material being drilled leads to gouging or scraping of the material;

- средства соединения, которые в процессе эксплуатации используются для прикрепления долота к источнику вращательного движения, при этом вышеуказанные средства также позволяют придать усилие долоту, чтобы вогнать его режущую часть в выбуриваемый материал;- means of connection, which during operation are used to attach the bit to the source of rotational motion, while the above means also allow you to give force to the bit to drive its cutting part into the material being drilled;

- а также калибрующую область, которая находится между вышеуказанной режущей частью и вышеуказанными средствами соединения, при этом вышеуказанная калибрующая область включает в себя, по крайней мере, три диска, радиусы которых тянутся перпендикулярно от вышеуказанной оси вращения. Диски расположены на некотором расстоянии друг от друга вдоль вышеуказанной оси вращения на вышеуказанном главном корпусе, при этом диски имеют окружные поверхности, расположенные таким образом, чтобы диски были ограничены воображаемой трехмерной поверхностью конического сечения, диаметр которой перпендикулярно оси вращения варьируется непропорциональным образом вдоль вышеуказанной оси как функция расстояния от режущей части.- as well as a calibration region, which is located between the above cutting part and the above means of connection, while the above calibration region includes at least three disks, the radii of which extend perpendicular to the above axis of rotation. The disks are located at a certain distance from each other along the aforementioned axis of rotation on the aforementioned main body, the disks having circumferential surfaces arranged so that the disks are bounded by an imaginary three-dimensional conical section surface, the diameter of which perpendicular to the axis of rotation varies disproportionately along the aforementioned axis as function of distance from the cutting part.

Преимущественно профиль калибрующей области включает в себя хотя бы одну область, которая является вогнутой.Advantageously, the profile of the gage region includes at least one region that is concave.

Желательно, чтобы профиль калибрующей области включал в себя хотя бы одну область, которая является выпуклой.It is desirable that the profile of the gage region includes at least one region that is convex.

Профиль калибрующей области может включать в себя как вогнутую, так и выпуклую область.The profile of the gage region may include both a concave and a convex region.

Предпочтительно диаметр и/или форма поверхности каждого диска калибрующей области выбирается таким образом, чтобы достичь конкретной трехмерной поверхности конического сечения.Preferably, the diameter and / or surface shape of each disk of the gage region is selected so as to achieve a specific three-dimensional conical section surface.

Желательно, чтобы калибрующая область и, в частности, диски были свободны от режущих элементов. Это приведет к повышенной стабильности долота.It is desirable that the gauge region and, in particular, the disks be free of cutting elements. This will lead to increased bit stability.

Преимущественно профиль окружной поверхности хотя бы одного из дисков калибрующей области представляет собой практически прямую линию, располагающуюся под углом к оси вращения. Это может дать возможность дискам приблизиться к комплексной поверхности конического сечения.Advantageously, the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is an almost straight line located at an angle to the axis of rotation. This may enable the discs to approach the complex surface of the conical section.

В качестве альтернативы, профиль окружной поверхности хотя бы одного из дисков калибрующей области является изогнутым. Это может дать возможность дискам образовать практически любой профиль.Alternatively, the circumferential surface profile of at least one of the disks of the gage region is curved. This can enable disks to form almost any profile.

Желательно, чтобы хотя бы один из дисков калибрующей области был съемным.It is desirable that at least one of the disks of the calibrating region be removable.

Преимущественно диаметр и/или форму хотя бы одного из вышеуказанных дисков калибрующей области можно изменить. Это изменение можно облегчить либо механически в процессе эксплуатации долота, либо заменив хотя бы один из дисков на диск другого диаметра и/или формы, пока долото не используется для бурения. Это позволит изменить эксплуатационные характеристики долота, включая, помимо всего прочего, кривизну траектории буровой скважины, при которой долото бурит наиболее эффективно.Advantageously, the diameter and / or shape of at least one of the above disks of the gage region can be changed. This change can be facilitated either mechanically during the operation of the bit, or by replacing at least one of the disks with a disk of a different diameter and / or shape, while the bit is not used for drilling. This will make it possible to change the operational characteristics of the bit, including, inter alia, the curvature of the trajectory of the borehole at which the bit is drilled most efficiently.

Желательно, чтобы хотя бы один из дисков калибрующей области мог вращаться относительно главного корпуса.It is desirable that at least one of the disks of the calibrating region can rotate relative to the main body.

Предпочтительно профиль вышеуказанной поверхности конического сечения выбирается таким образом, чтобы он соответствовал запланированной кривизне буровой скважины, получающейся в результате изменения направления бурения при использовании бурового долота, входящего в состав системы направленного бурения.Preferably, the profile of the aforementioned conical section surface is selected so that it matches the planned curvature of the borehole resulting from a change in the direction of drilling using the drill bit included in the directional drilling system.

Преимущественно окружная поверхность хотя бы одного из дисков калибрующей области включает в себя хотя бы один, как правило, осевой канал, обеспечивающий проход и удаление выбуренного материала от режущей части. Это позволяет облегчить удаление выбуренного материала от режущей части, а также дает возможность извлечь его из буровой скважины. Данный канал также может обеспечить, чтобы промежутки между дисками калибрующей области не забивались обломками породы.Advantageously, the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region includes at least one, as a rule, an axial channel, which allows passage and removal of the drilled material from the cutting part. This makes it easier to remove the drilled material from the cutting part, and also makes it possible to extract it from the borehole. This channel can also ensure that the gaps between the disks of the calibrating region are not clogged by debris.

Данное изобретение будет далее описано на примерах, со ссылкой на сопроводительные чертежи, в которых:The invention will be further described by way of example, with reference to the accompanying drawings, in which:

на Фиг.1 показан вид сбоку варианта осуществления настоящего изобретения, включающего в себя множество дисков калибрующей области, при этом каждый диск имеет профиль, параллельный продольной оси бурового долота, который представляет собой прямую линию, параллельную продольной оси.1 is a side view of an embodiment of the present invention including a plurality of disks of a calibrating region, each disk having a profile parallel to the longitudinal axis of the drill bit, which is a straight line parallel to the longitudinal axis.

На Фиг.2 показан вид сбоку альтернативного варианта осуществления настоящего изобретения, включающего в себя множество дисков калибрующей области, при этом каждый диск имеет профиль, параллельный продольной оси бурового долота, который представляет собой прямую линию, располагающуюся под постоянным углом к вышеуказанной продольной оси долота.2 is a side view of an alternative embodiment of the present invention including a plurality of disks of a calibrating region, each disk having a profile parallel to the longitudinal axis of the drill bit, which is a straight line at a constant angle to the above longitudinal axis of the bit.

На Фиг.3 показан вид сбоку дополнительного альтернативного варианта осуществления настоящего изобретения, включающего в себя множество колец калибрующей области, при этом каждый диск имеет профиль, параллельный продольной оси бурового долота, который в значительной степени изогнут.FIG. 3 is a side view of a further alternative embodiment of the present invention including a plurality of rings of a gage region, with each disk having a profile parallel to the longitudinal axis of the drill bit, which is substantially curved.

На Фиг.4 дано увеличенное изображение части калибрующей области, применяемой в составе варианта осуществления изобретения, показанного на Фиг.1.Figure 4 is an enlarged image of a portion of the gage region used as part of the embodiment of the invention shown in Figure 1.

На Фиг 5 дано увеличенное изображение части калибрующей области, применяемой в составе варианта осуществления изобретения, показанного на Фиг.2.FIG. 5 is an enlarged view of a portion of the gage region used as part of the embodiment of FIG. 2.

На Фиг.6 дано увеличенное изображение части калибрующей области, применяемой в составе варианта осуществления изобретения, показанного на Фиг.3.Figure 6 is an enlarged view of a portion of the gage region used as part of the embodiment of the invention shown in Figure 3.

Известные из уровня техники буровые долота включают в себя режущую часть, движение которой в процессе эксплуатации по поверхности выбуриваемого материала ведет к выдалбливанию или отскабливанию материала. Двигатель вращает долото вокруг оси с помощью вала или бурильной колонны, которая связана с соединительной областью долота с помощью средств соединения. Вал также прилагает усилие на долото, вгоняя режущую часть в выбуриваемый материал. Между режущей частью и соединительной областью находится калибрующая область. Плечо внутри соединительной области связывает калибрующую область со средствами соединения. В процессе эксплуатации калибрующая область может время от времени соприкасаться с боковой поверхностью буровой скважины, выбуренной режущей частью, и, следовательно, обеспечивает предел стабильности движения работающего долота. Калибрующая область обычно имеет круглое поперечное сечение и может быть менее твердой, чем режущая часть, и, таким образом, подвержена износу.Known from the prior art, drill bits include a cutting part, the movement of which during operation over the surface of the material being drilled leads to gouging or scraping of the material. The engine rotates the bit around its axis using a shaft or drill string, which is connected to the connecting area of the bit by means of a connection. The shaft also exerts force on the bit, driving the cutting part into the material being drilled. Between the cutting part and the connecting region is a calibrating region. The arm within the connecting region connects the gage region with the connecting means. During operation, the calibration region may from time to time come into contact with the side surface of the borehole drilled by the cutting part, and, therefore, provides a limit to the stability of movement of the working bit. The gauge region usually has a circular cross section and may be less solid than the cutting portion, and thus is subject to wear.

Калибрующие области на известных буровых долотах являются либо цилиндрическими вокруг оси вращения, либо имеют конус (для использования при направленном бурении).Gauging areas on known drill bits are either cylindrical around the axis of rotation or have a cone (for use in directional drilling).

Известные долота имеют следующую проблему: если они включены в систему направленного бурения (т.е. где траектория движения долота проходит не по прямой линии), то пока они двигаются по криволинейным траекториям, часть калибрующей области может оказаться вдавленной в стенку буровой скважины. Это не только приведет к потерям энергии из-за ненужного трения, но также может дестабилизировать долото и заставить его изменить свое направление. Так как калибрующая область изнашивается, если она вгоняется в выбуриваемый материал с какой-либо значительной силой, то в этих ситуациях также возникнет значительный износ, что может привести к тому, что долото станет непригодным для использования задолго до того, как будет изношена режущая часть.Known bits have the following problem: if they are included in the directional drilling system (i.e., where the bit path is not in a straight line), while they are moving along curved paths, part of the gage area may be pressed into the wall of the borehole. This will not only lead to energy losses due to unnecessary friction, but can also destabilize the bit and cause it to change direction. Since the gauge region wears out if it is driven into the material to be drilled with any significant force, significant wear will also occur in these situations, which may lead to the bit becoming unusable long before the cutting part is worn out.

Из уровня техники известно, что калибрующая область может иметь изогнутую часть профиля поверхности: вогнутую (колоколообразную), выпуклую и комбинацию вогнутой и выпуклой частей. Такие профили минимизируют возможность вдавливания части калибрующей области в стенку буровой скважины в случае, если долото двигается по криволинейной траектории бурения. Это обусловлено тем фактом, что каждый из них имеет калибрующую область, диаметр которой на конце долота, противоположном режущей части, меньше диаметра режущей части. Также, между калибрующей областью и соединительной областью отсутствует резко выраженный край. Эти особенности ведут к минимизации или устранению части бурового долота, которая может оказаться вдавленной в стенку буровой скважины.It is known from the prior art that a gage region can have a curved part of a surface profile: concave (bell-shaped), convex, and a combination of concave and convex parts. Such profiles minimize the possibility of pressing a part of the calibrating region into the wall of the borehole if the bit moves along a curved drilling path. This is due to the fact that each of them has a calibrating region, the diameter of which at the end of the bit opposite the cutting part is less than the diameter of the cutting part. Also, there is no sharply defined edge between the gage region and the connecting region. These features lead to minimizing or eliminating a portion of the drill bit that may be pressed into the wall of the borehole.

На Фиг.1, 2 и 3 показаны несколько вариантов осуществления данного изобретения. В каждом из этих случаев вместо калибрующей области, образуемой в виде непрерывной, как правило, конической поверхности как у долот в известном уровне техники, калибрующая область включает в себя три диска 1 различных диаметров, окружные поверхности 2, 3, 4 которых составляют эффективную поверхность калибрующей области, т.е. которые в процессе эксплуатации намеренно соприкасаются (по крайней мере, частично) со стенкой буровой скважины, чтобы направлять долото и придавать ему стабильность. Диски имеют такие размеры и устанавливаются в такое положение, чтобы образовывать дискретные части профиля, указанные линией 5. Это должно дать возможность дискам сымитировать эффект калибрующей области с непрерывной поверхностью профиля 5. Данная поверхность обычно представляет собой поверхность конического сечения. Диски 1 прикреплены к центральному главному корпусу 6. Эти диски 1 могут быть съемными, а также могут быть способны вращаться относительно главного корпуса 6 (однако в данном варианте осуществления изобретения они являются неподвижными). Применение дисков 1 не только сокращает потери энергии в результате уменьшения сил трения при вращении долота благодаря уменьшению площади поверхности, которая может соприкасаться со стенкой буровой скважины, но также снижает вес и стоимость материала, необходимого для изготовления долота.1, 2 and 3 show several embodiments of the present invention. In each of these cases, instead of the gage region, which is formed in the form of a continuous, usually conical, surface like bits in the prior art, the gage region includes three discs 1 of different diameters, circumferential surfaces 2, 3, 4 of which make up the effective surface of the gage areas i.e. which during operation deliberately come into contact (at least partially) with the wall of the borehole to guide the bit and give it stability. The disks are sized and installed in such a position as to form discrete parts of the profile indicated by line 5. This should enable the disks to imitate the effect of a gage region with a continuous surface of profile 5. This surface is usually a conical section surface. The disks 1 are attached to the central main body 6. These disks 1 can be removable and can also be rotated relative to the main body 6 (however, in this embodiment, they are stationary). The use of discs 1 not only reduces energy losses due to a decrease in the friction forces during rotation of the bit due to a decrease in the surface area that may come into contact with the wall of the borehole, but also reduces the weight and cost of the material needed to make the bit.

Самой простой в изготовлении и, следовательно, самый дешевой формой кольца является форма, при которой профиль окружной поверхности 2 идет параллельно оси вращения А-А долота, как показано на Фиг.1 и 4. Если желательно сымитировать конкретный изогнутый профиль 5, то в этом случае параллельные плоские поверхности 2 обеспечивают плохое приближение профиля. При использовании данного типа профиля край окружной поверхности, ближайшей к режущей части долота, может нежелательным образом зарыться в выбуриваемый материал. Улучшение обеспечивается за счет использования конусообразных поверхностей 3, как показано на Фиг.2 и 5, где профиль поверхностей 3, параллельных оси вращения, представляет собой практически прямую линию, располагающуюся под углом 7 к оси вращения долота. Профиль 5 может быть точно соблюден за счет использования дисков 4, поверхность которых имеет изогнутый профиль, как показано на Фиг.3 и 6. При использовании каждого из этих типов окружной поверхности 2, 3, 4 может случится так, что только часть каждой поверхности 2, 3, 4 будет соприкасаться со стенкой буровой скважины в процессе эксплуатации.The simplest to manufacture and therefore the cheapest ring shape is the one in which the profile of the circumferential surface 2 is parallel to the axis of rotation AA of the bit, as shown in Figs. 1 and 4. If it is desirable to imitate a specific curved profile 5, then this case parallel flat surfaces 2 provide poor approximation of the profile. When using this type of profile, the edge of the circumferential surface closest to the cutting part of the bit may undesirably dig into the material being drilled. The improvement is achieved through the use of conical surfaces 3, as shown in FIGS. 2 and 5, where the profile of the surfaces 3 parallel to the axis of rotation is an almost straight line located at an angle of 7 to the axis of rotation of the bit. Profile 5 can be precisely observed through the use of discs 4, the surface of which has a curved profile, as shown in FIGS. 3 and 6. When using each of these types of circumferential surface 2, 3, 4, it can happen that only part of each surface 2 , 3, 4 will be in contact with the wall of the borehole during operation.

Окружные поверхности 2, 3, 4 могут дополнительно включать в себя множество каналов 8, которые расположены, как правило, по оси и которые облегчают проход выбуренного материала между калибрующей поверхностью и стенкой буровой скважины и его удаление от режущей поверхности. Каналы 8 могут иметь постоянное поперечное сечение и быть осевыми, как показано, но также могут иметь переменное поперечное сечение и/или следовать по неосевой траектории по вышеуказанным поверхностям калибрующей области (не показано).The circumferential surfaces 2, 3, 4 may additionally include a plurality of channels 8, which are located, as a rule, along the axis and which facilitate the passage of the drilled material between the calibrating surface and the wall of the borehole and its removal from the cutting surface. The channels 8 can have a constant cross section and be axial, as shown, but can also have a variable cross section and / or follow an off-axis path along the above surfaces of the gage region (not shown).

Профиль 5 калибрующей области можно выбрать таким образом, чтобы он соответствовал запланированной кривизне буровой скважины, получающейся в результате изменения направления бурения при использовании бурового долота, входящего в состав системы направленного бурения. Такое долото будет особенно эффективно при бурении скважин вышеуказанной кривизны.The profile 5 of the calibrating region can be chosen so that it matches the planned curvature of the borehole resulting from a change in the direction of drilling when using the drill bit included in the directional drilling system. Such a bit will be especially effective when drilling wells of the above curvature.

В устройство, входящее в объем данного изобретения, можно внести ряд изменений. Примеры таких изменений включают в себя, помимо всего прочего, применение различного количества калибрующих колец (в том числе только одно), применение центрального главного корпуса различной формы, применение различной структуры режущей части, включение средств соединения вала в калибрующую область, применение различных средств для соединения долота с приводным валом, а также применение калибрующих колец, форму и диаметр которых можно изменить либо механически, либо путем замены, в целях изменения эксплуатационных характеристик долота.A number of changes can be made to a device that is within the scope of this invention. Examples of such changes include, among other things, the use of a different number of gauge rings (including only one), the use of a central main body of various shapes, the use of a different structure of the cutting part, the inclusion of means of connecting the shaft in the gauge region, the use of various means for connecting bits with a drive shaft, as well as the use of calibrating rings, the shape and diameter of which can be changed either mechanically or by replacement, in order to change the operational characteristics of the bits a.

Claims

1. A drill bit, which includes: a main body having an axis around which it rotates during operation; a cutting part, the movement of which during operation along the surface of the material being drilled leads to gouging or scraping of the material; means of connection, which during operation are used to attach the bit to the source of rotational motion, while the above means also allow you to give force to the bit to drive its cutting part into the material being drilled; as well as a calibrating region, which is located between the aforementioned cutting part and the aforementioned coupling means, wherein the aforementioned calibrating region includes at least three disks whose radii extend perpendicular to the aforementioned axis of rotation, the disks being located at some distance from each other along the aforementioned axis of rotation on the aforementioned main body, the disks having circumferential surfaces arranged so that the disks are bounded by an imaginary three-dimensional the surface of the conical section, the diameter of which perpendicular to the axis of rotation varies disproportionately along the above axis as a function of the distance from the cutting part.

2. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the above surface of the conical section is concave.

3. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the above surface of the conical section is convex.

4. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the aforementioned conical section surface may include both a concave and a convex region.

5. The drill bit according to claim 1, in which the diameter and / or surface shape of each disk is chosen so as to achieve a specific three-dimensional surface of a conical section.

6. The drill bit according to claim 5, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is an almost straight line parallel to the above axis of rotation.

7. The drill bit according to claim 5, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is an almost straight line located at an angle to the axis of rotation.

8. The drill bit according to claim 5, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is curved.

9. The drill bit according to claim 1, in which the cross section of the gage region with respect to the axis of rotation has a diameter less than or equal to the diameter of the cutting part.

10. The drill bit according to claim 1, in which the calibrating region and, in particular, the disks are free from cutting elements.

11. The drill bit of claim 10, in which the cross-section of the gage region with respect to the axis of rotation has a diameter less than or equal to the diameter of the cutting part.

12. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is an almost straight line parallel to the above axis of rotation.

13. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is an almost straight line located at an angle to the axis of rotation.

14. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the circumferential surface of at least one of the disks of the calibrating region is curved.

15. The drill bit according to claim 1, in which at least one of the disks is removable.

16. The drill bit according to clause 15, in which the aforementioned disk is removed and replaced with a disk of a different diameter and / or shape in order to change the drilling characteristics of the bit.

17. The drill bit according to claim 1, in which the diameter and / or shape of at least one of the above disks can be changed mechanically during operation.

18. The drill bit according to claim 1, in which at least one of the disks is made to rotate relative to the main body.

19. The drill bit according to claim 1, in which the profile of the aforementioned conical sectional surface is chosen so that it matches the curvature of the borehole drilled using the drill bit included in the directional drilling system.

20. The drill bit according to claim 1, in which the surface of the gage region, which may come into contact with the wall of the borehole during operation, includes at least one groove.

21. The drill bit according to claim 20, in which the aforementioned at least one groove is, as a rule, an axial channel, providing removal of the drill material from the cutting part.