SU1691497A1 - Буровое трехшарошечное долото - Google Patents
Буровое трехшарошечное долото Download PDFInfo
- Publication number
- SU1691497A1 SU1691497A1 SU884433084A SU4433084A SU1691497A1 SU 1691497 A1 SU1691497 A1 SU 1691497A1 SU 884433084 A SU884433084 A SU 884433084A SU 4433084 A SU4433084 A SU 4433084A SU 1691497 A1 SU1691497 A1 SU 1691497A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- bit
- rims
- axis
- cones
- load
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к породоразру- шающему инструменту дл бурени скважин . Цель1- повышение долговечности долота путем равномерного распределени нагрузки на все опоры Буровое трехшарошечное долото содержит лапы с цапфами и смонтированные на них посредством опор шарошки. Шарошки содержат одинаковое количество породоразрушающих венцов 4, 5 и б, удаленных от оси долота на разное рассто ние, и периферийные венцы 7, равноудаленные от оси долота. Длины трех соседних венцов И, h и 1з первой, второй и третьей шарошек св заны с соответствующим рассто нием середины этих венцов от оси долота п, га и гз следующим соотношением Нп {2Г2-1згз; п+Н / 2 га; Г2+12/2 гз При работе долота обеспечиваетс равномерное распределение нагрузки на все опоры за счет разрушени венцами одинаковых по площади кольцевых зон забо . Это способствует повышению долговечности долота . 2 ил.
Description
Фп.1
Изобретение относитс породоразру- шающему инструменту дл бурени скважин .
Цель изобретени - повышение долговечности долота путем равномерного распределени нагрузки на все опоры.
На фиг. 1 представлена развертка шарошек долота; на фиг. 2 - схема перекрыти забо породоразрушающими венцами долота .
Буровое трехшарошечное долого содержит лапы с цапфами (не предстэвлень) и смонтированные на них посредством опор самоочищающиес шарошки 1, 2 и 3. Шарошки содержат одинаковое количество по- родоразрушающих венцов 4, 5 и 6, удаленных от оси долота на разное рассто ние , и периферийные венцы 7, равноудаленные от оси долота. Длины грех соседних венцов Н, h и з, принадлежащих соответственно первой, второй и третьего шарошкам, св заны с соответствующими рассто ни ми середин этих венцов от оси долота п, Г2 и гз следующими соотношени ми:
НгНапгНзгз; 11
12
П+ Г2; Г2+ -f- ГЗ.
Буровое трехшарошечное долоте работает следующим образом.
При вращении под нагрузкой буровоэ долото за отрезок времени углубл етс на величину Ah. При этом каждый венец долота , кроме периферийных, разрушав свою кольцевую зону шириной, равной длине зубьев, т.е. ширине венца.
jrnrl,j, , 2, 3; j-1, 2п.
Поскольку дл долот типов С, Т и К механизм разрушени забо близок к вд&ь- ливанию, то дисперсность и. -ама считаетс одинаковой дл соседних венцов. Тогда вс работа по разрушению забо определ етс :
Нагрузка зубцов PIJ шарошки в каждый момент времени зависит от условий контактировани зубьев оставшихс венцов и венцов двух других шарошек. Эта нагрузка
имеет импульсный характер, сильно колеблетс по величине и имеет веро тностное распределение. Поэтому нагрузка венца за врем At оцениваетс средневзвешенной величиной:
Рк д tK
Pij
t
: 2 ,
где Рк - величина к-ro импульса нагрузки, действующей на зубец,
- число зубцов венца; dtK - длительность импульса. Тогда работа, совершаема lj-м венцом шарошки при разрушении своей кольцевой зоны на глубину Ah, определ етс :
AAij-UPij-Ah,
где U - коэффициент пропорциональности.
Следовательно, 2л:. nj-hj. Средневзвешенна нагрузка на каждую шарошку равна:
Рг Е PiJ ,2,3;j-1,2п.
1 ; Л
Поскольку периферийна кольцева дол разрушаетс одновременно трем венцами шириной in каждый с одинаковым числом зубцов, то воспринимаема нагрузка Pin6y- дет одинаковой. Следовательно, дл одинаковой нагруженное™ спор шарошек нужно потребовать выполнени
д
PIJ- const ,2,3.
ДА-si; §
Sij. Ah |ДЬ -7TR2
где Ј- коэффициент, показывающий затр - ты энергии на разрушение единицы объема породы;
R - радиус забо .
Согласно законам Риттингера и Кирпи- чева работа, выполн ема ij венцем при углублении на Ah определ етс ;
AAtj 1 Дг|2 Т| И,
Удовлетворить такому условию может долото, в котором три соседних венца, принадлежащие 1, 2-й и 3-й шарошкам и расположенные по мере удалени от центра забо на рассто ние п, Г2, гз, разрушают одинаковые по площади кольцевые зоны, т.е.
Sfj S2j S3Hlj rij J2K2j i3ir3j
при этом r2j; -|- r2j
В таком долоте обеспечиваетс одинакова нагрузка, действующа на все опоры шарошек.
Claims (1)
- Формула изобретениБуровое трехшарошечное долото, включающее лапы с цапфами, установленные на них посредством опор, самоочищающиес шарошки с одинаковым количеством поро- доразрушающих венцов, каждый из которых , кроме периферийного, удален от оси долота на разное рассто ние, а периферийный венец на всех шарошках равноудален от оси долота, отличающеес тем, что, с целью повышени долговечности долота путем равномерного распределени нагрузки на все опоры, породоразрушающие венZ0цы выполнены разной длины, при этом длины трех соседних венцов Н, 2, з, принадлежащих соответственно первой, второй и третьей шарошкам, св заны с соответствующими рассто ни ми середин этих венцов от оси долота п, Г2, гз следующими соотношени ми;11пН2Г2 1згз; п+ у Г2 ;Г2+ гз :4 1 шарошка YV/71 П.Фи.1
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884433084A SU1691497A1 (ru) | 1988-05-30 | 1988-05-30 | Буровое трехшарошечное долото |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884433084A SU1691497A1 (ru) | 1988-05-30 | 1988-05-30 | Буровое трехшарошечное долото |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1691497A1 true SU1691497A1 (ru) | 1991-11-15 |
Family
ID=21378233
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884433084A SU1691497A1 (ru) | 1988-05-30 | 1988-05-30 | Буровое трехшарошечное долото |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1691497A1 (ru) |
Cited By (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6873947B1 (en) | 2000-03-13 | 2005-03-29 | Smith International, Inc. | Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance |
GB2417966A (en) * | 2004-08-16 | 2006-03-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Roller cone drill bits with optimized bearing structure |
US7032689B2 (en) | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
US7139689B2 (en) | 2000-10-11 | 2006-11-21 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
US7260514B2 (en) | 2000-03-13 | 2007-08-21 | Smith International, Inc. | Bending moment |
US7441612B2 (en) | 2005-01-24 | 2008-10-28 | Smith International, Inc. | PDC drill bit using optimized side rake angle |
US7693695B2 (en) | 2000-03-13 | 2010-04-06 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits |
US7729895B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment with desired drill bit steerability |
US7831419B2 (en) | 2005-01-24 | 2010-11-09 | Smith International, Inc. | PDC drill bit with cutter design optimized with dynamic centerline analysis having an angular separation in imbalance forces of 180 degrees for maximum time |
US7844426B2 (en) | 2003-07-09 | 2010-11-30 | Smith International, Inc. | Methods for designing fixed cutter bits and bits made using such methods |
US7860693B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
US7899658B2 (en) | 2000-10-11 | 2011-03-01 | Smith International, Inc. | Method for evaluating and improving drilling operations |
US8145462B2 (en) | 2004-04-19 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
US8145465B2 (en) | 2005-08-08 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems to predict rotary drill bit walk and to design rotary drill bits and other downhole tools |
US8274399B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
US8949098B2 (en) | 1996-03-25 | 2015-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
US9249654B2 (en) | 2008-10-03 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system |
US9482055B2 (en) | 2000-10-11 | 2016-11-01 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, designing, and optimizing the performance of drilling tool assemblies |
US11016466B2 (en) | 2015-05-11 | 2021-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of designing and optimizing fixed cutter drill bits using dynamic cutter velocity, displacement, forces and work |
-
1988
- 1988-05-30 SU SU884433084A patent/SU1691497A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 976008,кл. Е 21 В 10/16,1982. * |
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7032689B2 (en) | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
US8949098B2 (en) | 1996-03-25 | 2015-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
US7693695B2 (en) | 2000-03-13 | 2010-04-06 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits |
US6873947B1 (en) | 2000-03-13 | 2005-03-29 | Smith International, Inc. | Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance |
US7260514B2 (en) | 2000-03-13 | 2007-08-21 | Smith International, Inc. | Bending moment |
US7356450B2 (en) | 2000-03-13 | 2008-04-08 | Smith International, Inc. | Methods for designing roller cone bits by tensile and compressive stresses |
US7426459B2 (en) | 2000-03-13 | 2008-09-16 | Smith International, Inc. | Methods for designing single cone bits and bits made using the methods |
US7139689B2 (en) | 2000-10-11 | 2006-11-21 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
US9482055B2 (en) | 2000-10-11 | 2016-11-01 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, designing, and optimizing the performance of drilling tool assemblies |
US7899658B2 (en) | 2000-10-11 | 2011-03-01 | Smith International, Inc. | Method for evaluating and improving drilling operations |
US7844426B2 (en) | 2003-07-09 | 2010-11-30 | Smith International, Inc. | Methods for designing fixed cutter bits and bits made using such methods |
US9493990B2 (en) | 2004-03-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone drill bits with optimized bearing structures |
US8145462B2 (en) | 2004-04-19 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
GB2417966A (en) * | 2004-08-16 | 2006-03-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Roller cone drill bits with optimized bearing structure |
US7831419B2 (en) | 2005-01-24 | 2010-11-09 | Smith International, Inc. | PDC drill bit with cutter design optimized with dynamic centerline analysis having an angular separation in imbalance forces of 180 degrees for maximum time |
US7441612B2 (en) | 2005-01-24 | 2008-10-28 | Smith International, Inc. | PDC drill bit using optimized side rake angle |
US7860693B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
US7827014B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for design and/or selection of drilling equipment based on wellbore drilling simulations |
US8145465B2 (en) | 2005-08-08 | 2012-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems to predict rotary drill bit walk and to design rotary drill bits and other downhole tools |
US8296115B2 (en) | 2005-08-08 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
US8352221B2 (en) | 2005-08-08 | 2013-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for design and/or selection of drilling equipment based on wellbore drilling simulations |
US8606552B2 (en) | 2005-08-08 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
US7778777B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
US7729895B2 (en) | 2005-08-08 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment with desired drill bit steerability |
US8274399B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
US9249654B2 (en) | 2008-10-03 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system |
US11016466B2 (en) | 2015-05-11 | 2021-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of designing and optimizing fixed cutter drill bits using dynamic cutter velocity, displacement, forces and work |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SU1691497A1 (ru) | Буровое трехшарошечное долото | |
US4343371A (en) | Hybrid rock bit | |
SU1654515A1 (ru) | Буровое шарошечное долото | |
CA2341295A1 (en) | Device for drilling or draining holes in soil or rock | |
CA2349398A1 (en) | Cutting structure for roller cone drill bits | |
SU1707175A1 (ru) | Трехшарошечное долото | |
SU1686110A1 (ru) | Шарошка бурового долота | |
SU1707179A1 (ru) | Буровой породоразрушающий инструмент | |
SU977678A1 (ru) | Колонковое долото | |
SU1535966A1 (ru) | Буровое долото | |
SU1221309A1 (ru) | Буровое трехшарошечное долото | |
SU1684460A1 (ru) | Буровое шарошечное долото | |
SU976007A1 (ru) | Буровое шарошечное долото | |
SU1726724A1 (ru) | Шарошечное долото | |
SU715765A1 (ru) | Шарошечное долото | |
SU625015A1 (ru) | Трехшарошечное долото | |
RU2112858C1 (ru) | Шарошечный расширитель | |
SU832025A1 (ru) | Лопастной калибратор | |
SU1416656A1 (ru) | Буровое шарошечное долото | |
RU2042778C1 (ru) | Шарошка бурового долота | |
SU1670084A1 (ru) | Буровое двухшарошечное долото | |
RU35123U1 (ru) | Буровая коронка | |
SU1492010A1 (ru) | Буровое шарошечное долото | |
SU1700187A1 (ru) | Буровое двухшарошечное долото | |
SU1285139A1 (ru) | Алмазное буровое долото |