SU1691497A1 - Буровое трехшарошечное долото - Google Patents

Буровое трехшарошечное долото Download PDF

Info

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
Application number
SU884433084A
Other languages
English (en)
Inventor
Лорса Сурхоевич Курумов
Хаджи-Мурад Султанович Измайлов
Тариэл Георгиевич Агошашвили
Андрей Петрович Гряколов
Original Assignee
Производственное Объединение "Грознефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Производственное Объединение "Грознефть" filed Critical Производственное Объединение "Грознефть"
Priority to SU884433084A priority Critical patent/SU1691497A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1691497A1 publication Critical patent/SU1691497A1/ru

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)

  1. Формула изобретени 
    Буровое 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 венZ
    0
    цы 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/7
    1 П.
    Фи.1
SU884433084A 1988-05-30 1988-05-30 Буровое трехшарошечное долото SU1691497A1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР № 976008,кл. Е 21 В 10/16,1982. *

Cited By (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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