RU96903U1

RU96903U1 - BLADE CHISEL

Info

Publication number: RU96903U1
Application number: RU2010116679/03U
Authority: RU
Inventors: Юрий Николаевич Бей; Владимир Иванович Черкасов; Дмитрий Николаевич Башкатов; Алексей Евгеньевич Кравченко; Владимир Юрьевич Бебенин; Владислав Иванович Антонишин
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Московский опытный завод буровой техники"
Priority date: 2010-04-28
Filing date: 2010-04-28
Publication date: 2010-08-20

Abstract

1. Лопастное долото, состоящее из корпуса с системой каналов для подачи промывочной жидкости на забой скважины и лопастей, армированных породоразрушающими элементами, отличающееся тем, что в главном подводящем канале корпуса долота размещено гидромониторное сопло, полностью перекрывающее центральный канал, соосно с которым в полости корпуса долота смонтированы сменные элементы гидроструйного насоса: конфузор, разгонная камера и диффузор, камера пониженного давления, при этом геометрические параметры основных элементов гидроструйного насоса находятся в следующих пределах относительно радиуса долота R: dc=(0,1-0,18)R; ! dp.к.=(0,15-0,19)R; ! Lc=(0.4-0.46)R; ! Lp.к.=(0,37-0,42)R; ! Lк=(0,22-0,28)R; ! Lд=(0,42-0,5)R, ! при α=7°; β=4° и γ=15°, ! где dc - диаметр выходного отверстия сопла; ! dp.к. - диаметр разгонной камеры; ! Lc - длина сопла; ! Lp.к. - длина разгонной камеры; ! Lк - длина конфузора; ! Lд - длина диффузора; ! α - угол конусности внутренней поверхности сопла; ! β - угол конусности конфузора; ! γ - угол конусности диффузора. ! 2. Лопастное долото по п.1, отличающееся тем, что камера пониженного давления соединена с межлопастным пространством долота эжекционными каналами. ! 3. Лопастное долото по п.1, отличающееся тем, что главный подводящий канал корпуса долота соединен с наддолотным пространством отводящими каналами, оснащенные гидромониторными насадками, расположенными выше концевых частей эжекционных каналов камеры пониженного давления. 1. Vane bit, consisting of a body with a system of channels for supplying flushing fluid to the bottom of the well and blades reinforced with rock cutting elements, characterized in that a hydraulic monitor nozzle is placed in the main supply channel of the bit body, completely overlapping the central channel, coaxially with which in the body cavity chisels mounted interchangeable elements of the hydro-jet pump: confuser, booster chamber and diffuser, low-pressure chamber, while the geometric parameters of the main elements of the hydro-jet pump pump located within the following range with respect to the bit radius R: dc = (0,1-0,18) R; ! dp.c. = (0.15-0.19) R; ! Lc = (0.4-0.46) R; ! Lp.s. = (0.37-0.42) R; ! Lc = (0.22-0.28) R; ! Ld = (0.42-0.5) R,! at α = 7 °; β = 4 ° and γ = 15 °,! where dc is the diameter of the nozzle outlet; ! dp.k. - diameter of the booster chamber; ! Lc is the nozzle length; ! Lp.k. - length of the booster chamber; ! Lк is the length of the confuser; ! Lд - diffuser length; ! α is the taper angle of the inner surface of the nozzle; ! β is the taper angle of the confuser; ! γ is the cone angle of the diffuser. ! 2. The blade bit according to claim 1, characterized in that the low-pressure chamber is connected to the inter-blade space of the bit by ejection channels. ! 3. The vane bit according to claim 1, characterized in that the main inlet channel of the casing of the bit is connected to the over-bore space by outlet channels equipped with hydraulic nozzles located above the end parts of the ejection channels of the reduced pressure chamber.

Description

Полезная модель относится к горному делу, а именно к породоразрушающему инструменту и может быть использована при создании лопастных долот для бурения скважин различного назначения.The utility model relates to mining, namely to a rock cutting tool and can be used to create blade bits for drilling wells for various purposes.

Известна коронка для бурения, в которой с целью увеличения интенсивности очистки забоя скважины от шлама, в корпусе выполнен дополнительный патрубок, каналы которого выходят в раструб центрального канала и на тыльную часть коронки, находящуюся при работе в затрубном пространстве скважины /1/.A well-known crown for drilling, in which, in order to increase the intensity of cleaning the bottom of the well from sludge, an additional nozzle is made in the body, the channels of which extend into the socket of the central channel and to the back of the crown when working in the annulus of the well / 1 /.

Недостатком этой коронки является неэффективная система очистки забоя, что приводит к образованию шламовой подушки и вторичному переизмельчению разрушенной породы, снижая механическую скорость бурения и рабочий ресурс коронки.The disadvantage of this crown is an inefficient face cleaning system, which leads to the formation of a slurry cushion and the secondary regrinding of the destroyed rock, reducing the mechanical drilling speed and the working life of the crown.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому решению является буровое долото, содержащее полый корпус с напорными промывочными каналами и центральной выемкой, соединенной посредством радиальных канавок и отводного отверстия с напорными каналами в наддолотное пространство /2/. Данное техническое решение принято в качестве прототипа.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed solution is a drill bit containing a hollow body with pressure flushing channels and a central recess, connected by radial grooves and a discharge hole with pressure channels to the over-bit space / 2 /. This technical solution was made as a prototype.

Недостатком прототипа является низкая эффективность очистки забоя скважины, обусловленная тем, что промывочная жидкость при истечении из каналов встречается либо с лопастями, либо с потоком от соседнего канала. При этом образуются застойные зоны, из которых шлам практически не удаляется, подвергаясь повторному переизмельчению, что снижает механическую скорость бурения и износостойкость долота.The disadvantage of the prototype is the low efficiency of cleaning the bottom of the well, due to the fact that the flushing fluid when flowing from the channels is found either with the blades or with the flow from the adjacent channel. In this case, stagnant zones are formed, from which the sludge is practically not removed, undergoing repeated regrinding, which reduces the mechanical drilling speed and wear resistance of the bit.

Задача, решаемая полезной моделью в части лопастного долота, заключается в обеспечении качественной очистки забоя скважины от разрушенной породы.The problem solved by the utility model in terms of the blade bit is to ensure high-quality cleaning of the bottom of the well from the destroyed rock.

Технический результат состоит в увеличении механической скорости бурения и рабочего ресурса долота.The technical result consists in increasing the mechanical drilling speed and working life of the bit.

Достижению технического результата в части лопастного долота способствует то, что в лопастном долоте, состоящем из корпуса с системой каналов для подачи промывочной жидкости на забой скважины и лопастей, армированных породоразрушающими элементами, в главном подводящем канале корпуса размещено сопло гидроструйного насоса, полностью перекрывающее центральный канал, соосно с которым в полости корпуса долота смонтированы сменные элементы гидроструйного насоса: конфузор, разгонная камера и диффузор, камера пониженного давления, при этом геометрические параметры основных элементов гидроструйного насоса находятся в следующих пределах относительно радиуса долота R: dc=(0,1-0,18)R; dp.к.=(0,15-0,19)R; Lc=(0.4-0.46)R; Lp.к.=(0,37-0,42)R; Lк=(0,22-0,28)R; Lд=(0,42-0,5)R, при α=7°; β=4° и γ=15°, где: dc - диаметр выходного отверстия сопла, dp.к. - диаметр разгонной камеры, Lс - длина сопла, Lк.с - длина камеры смешения, Lк - длина конфузора, Lд - длина диффузора, α - угол конусности внутренней поверхности сопла, β - угол конусности конфузора и γ - угол конусности диффузора, при этом камера пониженного давления соединена с межлопастным пространством долота эжекционными каналами, а главный подводящий канал корпуса долота соединен с наддолотным пространством отводящими каналами, оснащенные гидромониторными насадками, расположенными выше концевых частей эжекционных каналов камеры пониженного давления.The achievement of the technical result in the part of the blade bit is facilitated by the fact that in the blade bit, consisting of a housing with a system of channels for supplying flushing fluid to the bottom of the well and blades reinforced by rock cutting elements, a nozzle of a hydraulic jet pump is located in the main supply channel of the housing, which completely covers the central channel, coaxially with which in the cavity of the bit body are mounted replaceable elements of the hydraulic jet pump: confuser, booster chamber and diffuser, low pressure chamber, the geometrical parameters of the main elements of the hydro-jet pump are in the following limits with respect to the radius of the bit R: dc = (0.1-0.18) R; dp.c. = (0.15-0.19) R; Lc = (0.4-0.46) R; Lp.s. = (0.37-0.42) R; Lc = (0.22-0.28) R; Ld = (0.42-0.5) R, at α = 7 °; β = 4 ° and γ = 15 °, where: dc is the diameter of the nozzle outlet, dp.k. is the diameter of the booster chamber, Lс is the length of the nozzle, Lк.с is the length of the mixing chamber, Lк is the length of the confuser, Lд is the length of the diffuser, α is the taper angle of the inner surface of the nozzle, β is the taper angle of the confuser, and γ is the cone angle of the diffuser the chamber of reduced pressure is connected to the interscapular space of the bit by ejection channels, and the main supply channel of the body of the bit is connected to the suprabottom space by discharge channels equipped with hydraulic monitor nozzles located above the end parts of the ejection channels of the chamber pressure.

Полезная модель поясняется чертежами. На Фиг.1 представлен вид долота в разрезе; на Фиг.2 вид долота по А на Фиг.1; на Фиг.3 корпус долота в разрезе.The utility model is illustrated by drawings. Figure 1 presents a sectional view of the bit; figure 2 view of the bit according to figure 1; figure 3 the body of the bit in the context.

Перечень позиций:The list of positions:

1. Корпус долота.1. The body of the bit.

2. Лопасть долота2. Chisel blade

3. Основное вооружение долота.3. The main armament of the bit.

4. Калибровочное вооружение долота.4. Calibration weapons bit.

5. Главный подводящий канал.5. The main supply channel.

6. Сопло гидроструйного насоса.6. A nozzle of the hydrojet pump.

7. Стопорное кольцо.7. Circlip.

8. Камера пониженного давления.8. The chamber of reduced pressure.

9. Конфузор гидроструйного насоса.9. The confuser of the water-jet pump.

10. Разгонная камера гидроструйного насоса.10. The booster chamber of the hydraulic jet pump.

11. Диффузор гидроструйного насоса.11. The diffuser of the jet pump.

12. Эжекционный канал.12. The ejection channel.

13. Отводящий канал.13. The outlet channel.

14. Гидромониторная насадка.14. Waterjet nozzle.

15. Заглушка.15. The stub.

16. Стопорное кольцо.16. Circlip.

17. Полость в корпусе долота.17. The cavity in the body of the bit.

dc - диаметр выходного отверстия сопла.dc is the diameter of the nozzle outlet.

dp.к - диаметр разгонной камеры.dp.k - diameter of the booster chamber.

Lc - длина сопла.Lc is the length of the nozzle.

Lp.к - длина разгонной камеры.Lp.к - length of the booster chamber.

Lк - длина конфузора.Lк is the length of the confuser.

Lд - длина диффузора.Ld - diffuser length.

α - угол конусности внутренней поверхности сопла.α is the taper angle of the inner surface of the nozzle.

β - угол конусности конфузора.β is the taper angle of the confuser.

γ - угол конусности диффузора.γ is the cone angle of the diffuser.

I и II - зоны пониженного давления.I and II - zones of reduced pressure.

Лопастное долото (далее - долото) представлено на Фиг.1 и Фиг.2. Долото состоит из корпуса 1, лопастей 2 с основным 3 и калибровочным 4 вооружением. В корпусе 1 имеется главный подводящий канал 5, в котором смонтировано сопло 6 гидроструйного насоса, полностью перекрывающее главный подводящий канал 5 и зафиксированное в нем стопорным кольцом 7. Полость между соплом 6 и конфузором 9 гидроструйного насоса представляет собой камеру пониженного давления 8, соединенную с полостью скважины эжекционными каналами 12. Сменные элементы гидроструйного насоса конфузор 9, разгонная камера 10 и диффузор 11 смонтированы в полости 17 корпуса долота 1 и зафиксированы в нем стопорным кольцом 16. Главный подводящий канал 5 соединен с наддолотным пространством отводящими каналами 13. подводящие промывочную жидкость к гидромониторным насадкам 14. Отводящие каналы 13 со стороны полости скважины перекрыты заглушками 15 с целью направления потока промывочной жидкости к гидромониторным насадкам 14.The blade bit (hereinafter referred to as the bit) is shown in FIG. 1 and FIG. 2. The bit consists of a body 1, blades 2 with the main 3 and gauge 4 weapons. In the housing 1 there is a main inlet channel 5, in which a nozzle 6 of the water-jet pump is mounted, completely overlapping the main inlet channel 5 and fixed in it by the locking ring 7. The cavity between the nozzle 6 and the confuser 9 of the hydro-jet pump is a reduced pressure chamber 8 connected to the cavity wells by ejection channels 12. Replaceable elements of the hydraulic jet pump confuser 9, booster chamber 10 and diffuser 11 are mounted in the cavity 17 of the bit body 1 and fixed therein by the locking ring 16. The main supply The canal channel 5 is connected to the suprabottom space by the discharge channels 13. leading the washing liquid to the hydraulic nozzles 14. The exhaust channels 13 from the side of the well cavity are blocked by plugs 15 in order to direct the flow of the washing liquid to the hydraulic monitor nozzles 14.

Лопастное долото работает следующим образом. Промывочная жидкость от насоса по бурильным трубам поступает в главный подводящий канал долота 5, где она разделяется на два потока, один из которых направлен во внутреннюю полость сопла 6, а другой в отводящие каналы 13 и далее к гидромониторным насадкам 14. Поток жидкости пройдя через сопло 6, конфузор 9, разгонную камеру 10 и диффузор 11 гидроструйного насоса, поступает на забой скважины. При этом в полости 8 и эжекционных каналах 12 создается разряжение, благодаря которому промывочная жидкость, обогащенная продуктами разрушения (далее - щлам) на забое скважины, за счет эжекционного эффекта отсасывается и поступает в зону пониженного давления I, исключая вторичное дробление шлама.The blade bit works as follows. The drilling fluid from the pump through the drill pipe enters the main inlet channel of the bit 5, where it is divided into two streams, one of which is directed into the internal cavity of the nozzle 6, and the other into the outlet channels 13 and further to the hydraulic nozzles 14. The fluid flow passing through the nozzle 6, the confuser 9, the booster chamber 10 and the diffuser 11 of the water-jet pump, enter the bottom of the well. At the same time, a vacuum is created in the cavity 8 and the ejection channels 12, due to which the flushing fluid enriched in the fracture products (hereinafter referred to as slots) at the bottom of the well is sucked off due to the ejection effect and enters the reduced pressure zone I, excluding secondary crushing of the slurry.

Одновременно промывочная жидкость, подаваемая в отводящие каналы 13, истекает с большой скоростью из гидромониторных насадок 14 в наддолотную зону II, создавая в ней также пониженное давление. Зоны пониженного давления I и II практически сливаются в одну за счет близкого расположения сопел гидромониторных насадок 14 и концевых частей эжекционных каналов 12, препятствуя шламу засасываться в камеру пониженного давления 8 и продвигаться далее на забой скважины. Высокоскоростные струи промывочной жидкости истекая из гидромониторных насадок 14, подхватывают частицы шлама и транспортируют их далее к устью скважины, исключая возможность образования сальников в наддолотной зоне.At the same time, the flushing fluid supplied to the discharge channels 13 flows out at a high speed from the hydraulic nozzles 14 into the supraslot zone II, also creating a reduced pressure in it. The low pressure zones I and II practically merge into one due to the close arrangement of the nozzles of the hydraulic nozzles 14 and the end parts of the ejection channels 12, preventing the sludge from being sucked into the low pressure chamber 8 and moving further to the bottom of the well. High-speed jets of flushing fluid flowing out of the jet nozzles 14 pick up sludge particles and transport them further to the wellhead, eliminating the possibility of the formation of oil seals in the over-bit zone.

Исследования работы гидроструйных насосов показали, что их максимальный КПД =0,25 достигается при соотношении dp.к/dc=1,1-3,5, где: dp.к - диаметр разгонной камеры, dc - диаметр выходного отверстия сопла /3/. Такое соотношение dp.к./dc возможно получить только при наличии в гидроструйном насосе диффузора, являющегося важным конструктивным элементом, позволяющим не только снизить скорость в конечном сечении разгонной камеры, но и повысить давление на выходе из струйного насоса.Studies of the work of hydro-jet pumps have shown that their maximum efficiency = 0.25 is achieved with the ratio dp.k / dc = 1.1-3.5, where: dp.k is the diameter of the booster chamber, dc is the diameter of the nozzle outlet / 3 /. Such a ratio dp.c./dc can be obtained only if there is a diffuser in the hydro-jet pump, which is an important structural element that allows not only to reduce the speed in the final section of the booster chamber, but also to increase the pressure at the outlet of the jet pump.

Практикой внедрения гидроструйных насосов (эжекторных снарядов) при бурении геологоразведочных скважин алмазными и твердосплавными коронками двойными колонковыми трубами доказано, что при соотношении dp.к./dc=1,75-1,85 значительно повышается выход керна и разрушенного материала за счет обеспечения КПД струйных насосов в пределах =0,2-0,23. Кроме того, увеличивается износостойкость породоразрушающих инструментов на 10-15% за счет лучшей очистки забоя скважины от шлама.The practice of introducing waterjet pumps (ejector shells) when drilling exploration wells with diamond and carbide crowns with double core pipes has proved that at a ratio of dp.c./dc = 1.75-1.85, the core and fractured material yield significantly increase due to the efficiency of jet pumps within = 0.2-0.23. In addition, the wear resistance of rock cutting tools is increased by 10-15% due to better cleaning of the bottom of the well from sludge.

Исходя из этого нами предлагаются основные геометрические параметры сменных элементов гидроструйных насосов для долот (Фиг.3), находящиеся в следующих пределах относительно радиуса долота R: dc=(0,1-0,18)R; dp.к.=(0,15-0,19)R; Lc=(0.4-0.46)R; Lp.к.=(0,37-0,42)R; Lк=(0,22-0,28)R; Lд=(0,42-0,5)R, при α=7°; β=4° и γ=15°. Меньшие значения параметров сменных элементов гидроструйного насоса соответствуют долотам диаметрами до 200 мм, а большие - долотам диаметрами более 200 мм.Based on this, we propose the main geometric parameters of the replaceable elements of the waterjet pumps for bits (Figure 3), which are in the following limits relative to the radius of the bit R: dc = (0.1-0.18) R; dp.c. = (0.15-0.19) R; Lc = (0.4-0.46) R; Lp.s. = (0.37-0.42) R; Lc = (0.22-0.28) R; Ld = (0.42-0.5) R, at α = 7 °; β = 4 ° and γ = 15 °. Smaller values of the parameters of the replaceable elements of the hydro-jet pump correspond to bits with diameters up to 200 mm, and large ones - to bits with diameters more than 200 mm.

Необходимо также отметить и тот факт, что при наличии в конструкции гидроструйного насоса диффузора увеличивается гидродинамическое и гидроакустическое воздействие (кавитационный эффект) на горную породу забоя скважины, отрывая от его поверхности частицы породы. В то же время кавитационный эффект разрушающе воздействует и на крупные частицы шлама, образующиеся в процессе бурения лопастными долотами, работающих в режиме резания-скалывания, находящиеся в зоне выходного диаметра диффузора, что значительно облегчает вынос их с забоя скважины восходящим потоком промывочной жидкости.It should also be noted that, if there is a diffuser in the design of a hydrojet pump, the hydrodynamic and hydroacoustic effects (cavitation effect) on the rock bottom of the well increase, breaking off rock particles from its surface. At the same time, the cavitation effect has a destructive effect on large particles of sludge generated during the drilling by blade bits operating in the cutting-shearing mode, located in the zone of the outlet diameter of the diffuser, which greatly facilitates their removal from the bottom of the well by an upward flow of flushing fluid.

Таким образом, предложенное техническое решение лопастного долота обеспечивает более эффективную очистку забоя скважины, устраняет сальникообразование в наддолотной зоне, обеспечивает кавитационное воздействие на забой скважины и на крупные частицы шлама, повышая механическую скорость бурения и рабочий ресурс долота по сравнению с известными аналогами.Thus, the proposed technical solution for the blade bit provides a more effective cleaning of the bottom of the well, eliminates gland formation in the over-bit zone, provides cavitation effects on the bottom of the well and large particles of sludge, increasing the mechanical drilling speed and working life of the bit in comparison with the known analogues.

Claims

1. Vane bit, consisting of a body with a system of channels for supplying flushing fluid to the bottom of the well and blades reinforced with rock cutting elements, characterized in that a hydraulic monitor nozzle is placed in the main supply channel of the bit body, completely overlapping the central channel, coaxially with which in the body cavity chisels mounted interchangeable elements of the hydro-jet pump: confuser, booster chamber and diffuser, low-pressure chamber, while the geometric parameters of the main elements of the hydro-jet pump pump located within the following range with respect to the bit radius R: dc = (0,1-0,18) R;

dp.c. = (0.15-0.19) R;

Lc = (0.4-0.46) R;

Lp.s. = (0.37-0.42) R;

Lc = (0.22-0.28) R;

Ld = (0.42-0.5) R,

at α = 7 °; β = 4 ° and γ = 15 °,

where dc is the diameter of the nozzle outlet;

dp.k. - diameter of the booster chamber;

Lc is the nozzle length;

Lp.k. - length of the booster chamber;

Lк is the length of the confuser;

Lд - diffuser length;

α is the taper angle of the inner surface of the nozzle;

β is the taper angle of the confuser;

γ is the cone angle of the diffuser.

2. The blade bit according to claim 1, characterized in that the reduced pressure chamber is connected to the inter-blade space of the bit by ejection channels.

3. The vane bit according to claim 1, characterized in that the main inlet channel of the casing of the bit is connected to the over-bore space by outlet channels equipped with hydraulic monitor nozzles located above the end parts of the ejection channels of the reduced pressure chamber.