RU2559261C1 - Blade drill bit - Google Patents
Blade drill bit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559261C1 RU2559261C1 RU2014119702/03A RU2014119702A RU2559261C1 RU 2559261 C1 RU2559261 C1 RU 2559261C1 RU 2014119702/03 A RU2014119702/03 A RU 2014119702/03A RU 2014119702 A RU2014119702 A RU 2014119702A RU 2559261 C1 RU2559261 C1 RU 2559261C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- pdc
- bit
- axis
- passive
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к долотам режуще-скалывающего действия, корпуса которых изготовлены как из стального материала, так и из матричного материала, пассивная калибрующая часть которых наплавлена твердосплавным покрытием и усилена алмазными поликристаллическими резцами PDC.The present invention relates to cutting-shearing bits, the bodies of which are made of both steel material and matrix material, the passive calibrating part of which is fused with a carbide coating and reinforced with PDC diamond polycrystalline cutters.
Известно буровое долото, содержащее корпус, ось вращения, лопасти, при этом по меньшей мере одна из лопастей имеет калибрующую площадку с внешней поверхностью, внешняя поверхность имеет находящуюся выше по стволу скважины кромку с передней кромкой, ограниченной первым радиусом, и задней кромкой, ограниченной вторым радиусом, при этом указанные радиусы не равны при измерении их в плоскости, проходящей перпендикулярно к оси вращения долота (патент РФ №2465429, Е21В 10/26, оп. 10.07.2011 г.).A drill bit is known that contains a body, a rotation axis, blades, at least one of the blades has a gage pad with an external surface, the external surface has an edge located upstream of the wellbore with a leading edge bounded by a first radius and a trailing edge bounded by a second radius, while the indicated radii are not equal when measuring them in a plane passing perpendicular to the axis of rotation of the bit (RF patent No. 2465429, ЕВВ 10/26, op. 10.07.2011).
Недостатком данного изобретения является то, что при данном методе изготовления пассивной калибрующей части ее ширина сокращается, а оставшаяся сокращенная часть пассивной калибрующей части воспринимает ту же силу при калибровании стенок скважины, но на значительно меньшую площадь, в результате чего контактные напряжения между пассивной калибрующей частью и стенкой больше, что ведет к ее интенсивному износу.The disadvantage of this invention is that with this method of manufacturing a passive calibrating part, its width is reduced, and the remaining reduced part of the passive calibrating part takes up the same force when calibrating the well walls, but to a much smaller area, resulting in contact stresses between the passive calibrating part and the wall is larger, which leads to its intense wear.
Известно буровое долото с поликристаллическими алмазными элементами, включающее цилиндрический корпус с резьбой для присоединения к колонне бурильных труб и с боковыми армирующими элементами PDC по его диаметру, простирающимися вниз лопасти с резцами PDC для разрушения породы, внутренние полости и каналы для подачи промывочной жидкости к забою, твердосплавные насадки, установленные на выходе из этих каналов (патент РФ №2377384, Е21В 10/567, оп. 27.12.2009 г.). На данном долоте наружная поверхность боковых поликристаллических алмазных элементов наклонена к армируемой поверхности под острым углом в пределах от 2 до 6 градусов в сторону вращения долота, а самые высокие их части расположены на максимальном диаметре долота заподлицо с поверхностью корпуса.A drill bit with polycrystalline diamond elements is known, including a cylindrical body with a thread for attaching to the drill pipe string and with PDC lateral reinforcing elements in diameter, extending downward blades with PDC cutters for rock breaking, internal cavities and channels for supplying flushing fluid to the bottom, carbide nozzles installed at the outlet of these channels (RF patent No. 2377384, ЕВВ 10/567, op. December 27, 2009). On this bit, the outer surface of the side polycrystalline diamond elements is inclined to the reinforced surface at an acute angle in the range from 2 to 6 degrees in the direction of rotation of the bit, and their highest parts are located on the maximum diameter of the bit flush with the surface of the body.
Недостатком данного изобретения является то, что при бурении по мере разгрузки буровой колонны с буровой установки вес колонны становится больше силы трения покоя о стенку скважины и происходит срыв бурильной колонны со стенок скважины. При этом происходит чрезмерное внедрение резцов в горную породу, что ведет к вращению долота вокруг оси, смещенной относительно его геометрического центра. Долото начинает перекатываться по стенкам скважины, совершая «вихревое» движение. В процессе работы долота твердосплавное покрытие на пассивной калибрующей части вокруг армирующего элемента изнашивается, поскольку его износостойкость ниже. В результате обнажается кромка алмазного резца PDC. Обнаженные участки резца при бурении наклонно-направленных скважин не имеют постоянного контакта со стенками скважин, принимая на себя всю силу ударных нагрузок. В силу своей хрупкости к ударам часть кромки алмазного резца PDC, которая воспринимает растягивающе-ударные нагрузки, начинает разрушаться. Потеряв целостность структуры, PDC-элемент быстро выходит из строя из-за развития микротрещин в объеме резца. Долото начинает интенсивно терять свой диаметр.The disadvantage of this invention is that when drilling as the drill string is unloaded from the rig, the weight of the string becomes greater than the static friction force against the borehole wall and the drill string breaks off the borehole wall. In this case, excessive incision of the incisors into the rock occurs, which leads to the rotation of the bit around an axis offset from its geometric center. The bit begins to roll along the walls of the well, making a "swirl" movement. During the operation of the bit, the carbide coating on the passive calibrating part around the reinforcing element wears out, since its wear resistance is lower. As a result, the edge of the PDC diamond cutter is exposed. The exposed sections of the cutter during drilling of directional wells do not have constant contact with the walls of the wells, taking on all the force of shock loads. Due to its brittleness to impact, part of the edge of the PDC diamond cutter, which receives tensile-impact loads, begins to collapse. Having lost the integrity of the structure, the PDC element quickly fails due to the development of microcracks in the volume of the cutter. The bit begins to intensively lose its diameter.
Целью предлагаемого изобретения является сохранение номинального диаметра долота в процессе его работы.The aim of the invention is the preservation of the nominal diameter of the bit during its operation.
Технический результат заключается в повышении стойкости вооружения пассивной калибрующей части лопасти долота.The technical result consists in increasing the stability of the armament of the passive calibrating part of the blade of the bit.
Данный технический результат достигается тем, что в лопастном долоте, включающем корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями для промывочной жидкости, лопастями с пассивной калибрующей частью, поверхность которой защищена твердосплавным слоем и усилена алмазными резцами PDC, согласно изобретению алмазные PDC резцы установлены таким образом, что в плоскости, перпендикулярной оси долота, ось алмазного резца PDC наклонена под углом в пределах от 3 до 5 градусов к плоскости, проходящей через ось долота и центр данного резца, причем выступающая передняя кромка алмазного резца PDC расположена на номинальном диаметре долота.This technical result is achieved in that in a blade bit, comprising a housing with a connecting thread, a central channel and outlet openings for washing liquid, blades with a passive calibrating part, the surface of which is protected by a carbide layer and reinforced with PDC diamond tools, according to the invention, diamond PDC tools are installed in such a way so that in a plane perpendicular to the axis of the bit, the axis of the PDC diamond cutter is inclined at an angle ranging from 3 to 5 degrees to the plane passing through the axis of the bit and cent of the cutter, wherein the projecting front edge of the diamond cutter PDC is at the nominal bit diameter.
Алмазные резцы PDC могут быть расположены так, чтобы алмазный резец PDC на одной лопасти перекрывал рабочую область алмазного резца PDC соседней лопасти на 20%.PDC diamond tools can be positioned so that the PDC diamond tool on one blade overlaps the working area of the neighboring PDC diamond tool by 20%.
Целесообразно алмазные резцы PDC установить так, чтобы их края не выходили за номинальный диаметр долота.It is advisable to set the PDC diamond tools so that their edges do not extend beyond the nominal diameter of the bit.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показан общий вид лопастного долота; на фиг. 2 изображен местный вид А пассивной калибрующей части долота; на фиг. 3 изображен разрез по плоскости В-В, перпендикулярной оси долота и проходящей через ось алмазного резца PDC, установленного под углом 3-5 градусов, после износа твердосплавного слоя с оголившейся передней и задней кромками; на фиг. 4 показана площадь области алмазного резца PDC после износа пассивной калибрующей части, на которую приходится удар;The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a general view of a blade bit; in FIG. 2 shows a local view A of the passive calibrating part of the bit; in FIG. 3 shows a section along the plane BB, perpendicular to the axis of the bit and passing through the axis of the PDC diamond cutter, set at an angle of 3-5 degrees, after wear of the carbide layer with exposed front and rear edges; in FIG. 4 shows the area of the PDC diamond cutter region after wear of the passive gauge portion to which the impact occurs;
Лопастное долото состоит из корпуса 1 с присоединительной резьбой 2 к колонне бурильных труб, в котором имеется центральный канал 3 с выходными отверстиями 4 для подачи промывочной жидкости. На лопастях 5 в области пассивной калибрующей части 6 размещены поликристаллические алмазные резцы PDC 7 с передней 8 и задней 9 кромками соответственно. На калибрующую часть 6 нанесен твердосплавный слой 10.The vane bit consists of a housing 1 with a connecting thread 2 to the drill pipe string, in which there is a
Предлагаемое изобретение работает следующим образом.The present invention works as follows.
Лопастное долото наворачивается на колонну бурильных труб (не показана) и спускается на забой скважины, где и происходит сам процесс бурения. В процессе вращения лопастного долота пассивная калибрующая часть 6 постоянно контактирует со стенками скважины. В силу своей абразивности горные породы изнашивают твердосплавный слой 10, при этом оголяется передняя кромка 8 алмазного резца PDC 7, установленная под углом 3-5 градусов. Оголившаяся передняя кромка 8 алмазного резца PDC 7 эффективно воспринимает ударно-сжимающие нагрузки, а остальная поверхность из-за наклона резца (согласно изобретению) остается ниже уровня твердосплавного покрытия, тем самым оставаясь вне зоны действия каких-либо механических воздействий. В результате, алмазный резец PDC 7 воспринимает только ударно-сжимающую нагрузку, которая не оказывает критического воздействия и эффективно рассеивается по выступающей площади поликристаллического алмазного резца PDC 7. Причем эта площадь растет по мере износа диаметра пассивной калибрующей части. Это показано на фиг. 4.The vane bit is screwed onto a drill pipe string (not shown) and lowered to the bottom of the well, where the drilling process itself takes place. In the process of rotation of the blade bit, the passive calibrating
Использование предлагаемого изобретения позволяет повысить ударостойкость вооружения пассивной калибрующей части и тем самым увеличить сохранность диаметра долота, предотвращающего отклонения от заданного параметра диаметра буримой скважины.The use of the invention allows to increase the impact resistance of the armament of the passive calibrating part and thereby increase the safety of the diameter of the bit, preventing deviations from the specified diameter parameter of the borehole.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119702/03A RU2559261C1 (en) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Blade drill bit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119702/03A RU2559261C1 (en) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Blade drill bit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2559261C1 true RU2559261C1 (en) | 2015-08-10 |
Family
ID=53796289
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014119702/03A RU2559261C1 (en) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Blade drill bit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2559261C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110485933A (en) * | 2019-09-11 | 2019-11-22 | 山东源运通矿山装备科技有限公司 | Bit of air drill |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4545441A (en) * | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
GB2353551A (en) * | 1996-09-25 | 2001-02-28 | Smith International | Drill bit |
RU2374420C1 (en) * | 2008-12-29 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Blade drill bit |
RU2377384C1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") | Drilling bit with polycrystalline diamond elements |
RU2389857C2 (en) * | 2008-04-28 | 2010-05-20 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") | Method of reinforcing housings of diamond drilling bits |
RU2465429C2 (en) * | 2007-05-30 | 2012-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Rotary drilling bit with calibrating platforms, which has increased controllability and reduced wear |
-
2014
- 2014-05-15 RU RU2014119702/03A patent/RU2559261C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4545441A (en) * | 1981-02-25 | 1985-10-08 | Williamson Kirk E | Drill bits with polycrystalline diamond cutting elements mounted on serrated supports pressed in drill head |
GB2353551A (en) * | 1996-09-25 | 2001-02-28 | Smith International | Drill bit |
RU2465429C2 (en) * | 2007-05-30 | 2012-10-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Rotary drilling bit with calibrating platforms, which has increased controllability and reduced wear |
RU2377384C1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") | Drilling bit with polycrystalline diamond elements |
RU2389857C2 (en) * | 2008-04-28 | 2010-05-20 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") | Method of reinforcing housings of diamond drilling bits |
RU2374420C1 (en) * | 2008-12-29 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Blade drill bit |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110485933A (en) * | 2019-09-11 | 2019-11-22 | 山东源运通矿山装备科技有限公司 | Bit of air drill |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9316057B2 (en) | Rotary drill bits with protected cutting elements and methods | |
US8127863B2 (en) | Drill bit having enhanced stabilization features and method of use thereof | |
RU2521132C2 (en) | Hybrid drill bit with variable cutter ledge | |
US8016059B2 (en) | Gage insert | |
GB2397836A (en) | Cutter element with multiple cutting lobes | |
GB2377241A (en) | Drill bit having side-cutting gauge elements | |
US9644429B2 (en) | Specialized bit for challenging drilling environments | |
RU2374420C1 (en) | Blade drill bit | |
RU2629267C2 (en) | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole drilling tools | |
US20080099252A1 (en) | Two-cone drill bit with enhanced stability | |
RU2549653C1 (en) | Blade drilling bit (versions) | |
US10385627B2 (en) | Active waterway stabilizer | |
US9284786B2 (en) | Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same | |
RU2559261C1 (en) | Blade drill bit | |
US11655681B2 (en) | Inner cutter for drilling | |
WO1999005391A1 (en) | Drill string stabilizer | |
US9284785B2 (en) | Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same | |
US10480254B2 (en) | Drill bits having tailored depth of cut control features and related methods | |
EP3363988A1 (en) | Impregnated drill bit including a planar blade profile along drill bit face | |
RU2652727C1 (en) | Blade chisel with cylindrical cutting structure | |
CA3099676C (en) | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structres and related methods | |
US20180328116A1 (en) | Drag bit with wear-resistant cylindrical cutting structure | |
RU2460867C2 (en) | Calibrator-centraliser | |
CN111032991A (en) | Earth-boring tool including cutting element profile configured to reduce work rate | |
CN110678622B (en) | Stepped downhole tool and method of use |