WO2010077169A2 - Буровое лопастное долото - Google Patents

Буровое лопастное долото Download PDF

Info

Publication number
WO2010077169A2
WO2010077169A2 PCT/RU2009/000498 RU2009000498W WO2010077169A2 WO 2010077169 A2 WO2010077169 A2 WO 2010077169A2 RU 2009000498 W RU2009000498 W RU 2009000498W WO 2010077169 A2 WO2010077169 A2 WO 2010077169A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
bit
composite coating
drilling
cutters
rock
Prior art date
Application number
PCT/RU2009/000498
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2010077169A3 (ru
Inventor
Гниятулла Гарифуллович ИШБАЕВ
Андрей Григорьевич БАЛУТА
Артур Наилевич ШАРИПОВ
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Буринтех"
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 Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Буринтех" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Буринтех"
Priority to EA201100563A priority Critical patent/EA016994B1/ru
Priority to CA2750156A priority patent/CA2750156A1/en
Publication of WO2010077169A2 publication Critical patent/WO2010077169A2/ru
Publication of WO2010077169A3 publication Critical patent/WO2010077169A3/ru
Priority to US13/171,681 priority patent/US20110253460A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
    • E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements

Definitions

  • the invention relates to a rock cutting tool used for drilling oil and gas wells, especially for drilling directional and horizontal wells and rocks represented by alternating layers of different hardness.
  • the moment-loading characteristic of the drill bit is of great importance. Due to the large length of the borehole, its bends, and with an increase in the zenith angle of the axis of the wellbore, the weight of the drill string may be distributed on the walls of the well and not reach the bit. As the drill string is unloaded from the rig, the weight of the string becomes greater than the static friction force against the well wall and the drill string “breaks” from the well walls. This leads to a significant jump in axial load on the bit.
  • Vibration resistance is a characteristic of the bit that prevents the rotation of the bit around the center, offset from the geometric center of the bit, in which the cutters move to the sides and back and are subjected to significantly increased shock loads that destroy them.
  • the chisel rolls over the borehole wall - the so-called “vertical” movement of the chisel. This type of rotation is described in US patent JS ⁇ 24932484, IPC E21 10/26, 40/46, publ. 06/12/1990 and RF patent JVG22092671, IPC E21 10/26, publ. 10,10,97.
  • PDC drill bit (rotorustalli diamut cutters - polycrystalline diamond cutters) cutting type, which is a housing with a connecting thread to the drill pipe string, in which there is a Central channel with outlet holes for supplying flushing fluid and polycrystalline diamond cutters (PDC) chisel body blades
  • Cylindrical cutting elements have an oversized chamfer on the cutting edge in the form of a truncated cone with a certain angle of inclination. Due to the presence of an increased chamfer, the cutter is less “aggregated” in comparison with a conventional cutter and is less embedded in the rock with an increase in axial load.
  • the use of the known bit does not solve the problem associated with the wiring of inclined and horizontal sections, the torque of this bit is still very dependent on the axial load.
  • bits with limiters are known penetration in the form of bosses, bullet-shaped inserts installed next to the incisors (US patent N ° 5558170, IPC E21B10 / 46, publ. 09.24.1996), and behind the incisors (US patent N25265685, IPC E21B10 / 46, 10/58, publ. 11/30/1993), and in the latter case, the limiters can be in constant contact with the rock. Penetration limiters reduce the likelihood of tool breakage due to overload.
  • the disadvantage of these bits is the too steep nature of the change in torque depending on the axial load, since the small limiters are easily embedded in the rock.
  • the disadvantages of these bits can also be attributed to the need for high accuracy of the installation of restrictive elements in height relative to the cutter. This is due to the fact that each cutter during the operation of the bit moves along a spiral path, and the angle of rise of the spiral varies from several degrees for cutters located on the axis of rotation to several fractions of a degree for cutters located further from the axis of rotation to the peripheral part of the bit.
  • the limiters in these bits must interact with the rock with an increase in the angle of rise of the spiral in the range from tenths to hundredths of a degree. Given the small distance from the cutting edge of the tool to the limiter located behind the tool, it is necessary to very accurately withstand the height of the installation of the limiter relative to the tool.
  • a bit is known where the depth limiter is a boss mounted in front of a cutter or a group of cutters located in one line from the center of the bit to its outer circumference (US patent JVGs5595252, IPC E2 IB 10/46, publ. 21.01.1997). In this case, the accuracy of the specified values of the cutting depth is significantly increased.
  • the disadvantage of this bit is the still unsatisfactory nature of the “moment load” dependence.
  • the closest in technical essence and the achieved result is a drill cutting bit containing a housing with a connecting thread to the drill pipe string, in which there is a central channel with outlet holes for supplying flushing fluid and polycrystalline diamond cutters located on the blades of the bit body (patent U.S.
  • Cutters located in the center of the bit have a reduced protrusion height relative to the body of the blades.
  • the penetration limiters are bit blades.
  • the contact pads are not located along the entire radius of the working surface of the bit, but only near the axis of rotation, the moment caused by the friction forces in the contact zone is relatively small. This achieves the gentle nature of the “torque - axial load” curve.
  • the disadvantages of this invention include a constant protrusion of the cutter above the blades of the bit. In connection with this feature, the bit has two sections of the moment-load curve)): the first, where the bit behaves like an ordinary cutting bit, and the second, where its characteristic approaches the characteristic of a cone bit.
  • the objective of the invention is to improve controllability while increasing the vibration resistance of the PDC bit through the use of a special composite coating and adjusting the protrusion of the cutter above this coating.
  • the task is achieved in that in a drill blade, including a housing with a connecting thread, a central channel with outlet holes for flushing fluid and blades equipped with PDC polycrystalline diamond cutters, according to the invention, the surface of the blades is provided with a composite coating having different thickness wear resistance.
  • the size of the protrusion of the cutters located near the center of the bit above the surface of the composite coating is obviously less than that necessary for drilling the hardest rocks in this geological section.
  • the claimed invention differs from the prototype in that the surface of the blades is provided with a composite coating having various wear resistance in thickness and the size of the protrusion of the cutters near the center of the bit above the coating is obviously less than that necessary for drilling the hardest rocks in this geological section.
  • Abrasion resistance of the coating should increase in the direction from the outer surface to the underlying layers. This can be achieved, for example, by applying layer-by-layer coatings with different contents of the superhard phase in the binder composition when applied by welding or spraying in the case of the manufacture of a steel bit body.
  • the task can be solved by mixing in the outer layer of a solid phase with a less solid one.
  • tungsten carbide particles in the surface layer can be mixed in a certain ratio with tungsten or iron particles and then impregnated with a binder composition.
  • various copper-nickel alloys are usually used.
  • the composite coating adapts the bit to achieve the required mechanical drilling speed in specific geological and technological conditions, limiting the excessive penetration of bit cutters into the rock and contributes to the formation of stabilization grooves as the coating wears from friction with the rock.
  • the use of this invention allows to provide optimal mechanical drilling speed and controllability of the PDC bit with increased vibration resistance when drilling directional and horizontal sections of wells, and when drilling rocks, represented by alternating layers of different hardness.
  • the composite coating performs a new function and ensures the achievement of a new, previously unknown, effect of stabilization of the bit while improving its controllability, which makes it possible to judge the compliance of the claimed invention with the criterion of “inventive use”.
  • FIG. 1 is a general view of a PDC bit.
  • FIG. 2 is a graph of torque versus axial load of FIG. 3 is a diagram of the operation of the cutter of FIG. 4 — view of the bit from above
  • the drill bit shown in Fig. 1 has a housing (1) with a connecting thread (2) to the drill pipe string (not shown), in which there is a central channel (3) with outlet holes (4) for supplying flushing fluid .
  • Polycrystalline diamond cutters (PDC) (5) are placed on the blades (6) of the bit.
  • FIG. 2 shows a graph of the dependence of torque on axial load: line 2a - traditional PDC slot; curve 26 - the bit of the prototype; curve 2c - the claimed bit, straight line 2g - roller cone bit.
  • Traditional PDC cutting bits (Fig. 2, straight line 2a) have the steep “torque - axial load” characteristic, since the cutting elements are easily inserted into the rock with an increase in axial load and penetration per revolution increases several times compared to penetration per revolution roller cone with the same change in axial load. This leads to a significant change. torque applied to the bit.
  • the required axial load on a cutting bit is 2 ... 3 times lower than for a cone bit
  • a bit with limiters of the cutting depth of the prototype (Fig. 2, curve 26) has a relatively small dependence of the torque on the axial load, but the presence of two sections of the curve is a significant minus when drilling directional and horizontal sections of the well under conditions of rock alternation in hardness.
  • the graph of the dependence of torque on the axial load of the inventive bit (Fig. 2, curve 2c) in comparison with the prototype and traditional bits is much more polished and does not have sharp fractures and approaches the characteristic of a roller bit (Fig. 2, line 2d), which is optimal when drilling directionally directed and horizontal sections of the well.
  • FIG. 3 shows the operation diagram of a polycrystalline diamond cutter (5) fixed in the body of the blade (6), with a composite coating (7) applied to the rock relative to the rock (8).
  • the composite coating is applied with a design thickness h (0.5 ... 7 mm), so as to provide a given protrusion hl (OD ... 5 mm) of the cutters above the coating on the inner cone of the bit.
  • FIG. 4 shows a top view of a bit that has worked the initial time.
  • stabilization grooves (9) of depth h2 were formed.
  • the cutters (5) need to penetrate to a depth of h ⁇ .
  • the value of h ⁇ is equal to the sum of hl + h2 and is optimal for the required penetration rate.
  • h ⁇ hl + h2.
  • hl is the distance from the surface of the composite coating to the tip of the cutter (5).
  • h2 is the depth of the stabilization groove.
  • the penetration of the cutter into the rock limits the composite coating, which prevents the penetration of cutters into the rock by an amount greater than hl.
  • the upper layer of the composite coating which has lower abrasion resistance compared to the underlying layers, when it interacts with the rock, starts to wear out, additional stabilization grooves (9) with a depth of h2 are formed.
  • Composite coating wear is carried out by a value of h2 (O ... 5mm), which is optimal to ensure a given penetration rate while maintaining controllability and increased vibration resistance.
  • the wear time of the composite coating by h2 depends on the drilling conditions and geological conditions and ranges from 1 to 8 hours.
  • the bit adapts to the drilling conditions, providing optimal gait speed, forming additional stabilization grooves (9) that interact with concentric grooves in the rock at the bottom of the well (8), as a result of which there is an increase in vibration resistance and optimization of the dependence of torque on axial load.
  • h and hl are calculated based on the analysis of a function that depends on many parameters, namely, type, bit size, size of cutters, rock properties, design conditions drilling (load on the bit, speed), as well as the estimated mechanical drilling speed.
  • h, f ( ⁇ , a, F oc , n, V mex , ....), where: ⁇ is the compressive strength of the rock, and is the angle of internal friction,
  • F 00 - the estimated axial load p - the estimated speed of the downhole motor v ma "the expected mechanical drilling speed.
  • the application of the claimed invention will improve the drilling speed, stability of the bit, thereby increasing the life of the PDC bit and reduce the time of well construction as by increasing the mechanical speed, and by reducing tripping operations to replace a worn bit.
  • the economic effect is achieved by reducing drilling time and reducing the cost of drilling equipment.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Изобретение относится к пород оразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин, особенно для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и пород, представленных чередованием пропластков различной твердости. Технический результат - улучшение управляемости с одновременным повышением виброустойчивости долота PDC за счет применения специального композиционного покрытия и регулировки выступания резца над этим покрытием. Буровое лопастное долото включает корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями для промывочной жидкости, и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC. Поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине, при этом стойкость композиционного покрытия к абразивному износу увеличивается в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям, а величина выступа резцов вблизи центра долота над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.

Description

Буровое лопастное долото
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин, особенно для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.
При направленном бурении скважин с использованием забойного двигателя, оснащенного механизмом перекоса осей или кривым переводником между силовой и шпиндельной секциями, большое значение имеет характеристика «мoмeнт-нaгpyзкa» бурового долота. Вследствие большой протяженности буровой скважины, ее изгибов и при повышении зенитного угла оси ствола скважины вес буровой колонны может распределяться на стенках скважины и не доходить до долота. По мере разгрузки буровой колонны с буровой установки вес колонны становится больше силы трения покоя о стенку скважины и происходит «cpыв» бурильной колонны со стенок скважины. Это приводит к значительному скачку осевой нагрузки на долото. Таким образом, бурение наклонных и горизонтальных скважин проходит в условиях значительной неравномерности значений осевой нагрузки, прикладываемой к долоту. При этом происходит чрезмерное внедрение резцов в горную породу и значительное увеличение потребного для вращения долота крутящего момента. Если долото реагирует на изменение осевой нагрузки значительным изменением потребного крутящего момента, необходимого для его вращения, то это приводит к закручиванию бурильной колонны и неконтролируемому изменению угла плоскости установки отклонителя относительно оси скважины, то есть происходит потеря «yпpaвляeмocти». Становится трудно, а во многих случаях и невозможно, контролировать направление бурения скважины. Поэтому необходимо минимизировать скачки осевой нагрузки, что приведет к снижению резких колебаний крутящего момента, а следовательно усилит управляемость и виброустойчивость долота. Виброустойчивость - это характеристика долота, препятствующая вращению долота вокруг центра, смещенного относительно геометрического центра долота, при котором резцы перемещаются в боковые стороны и обратно и подвергаются значительно повышенным ударным нагрузкам, разрушающим их. Другими словами, происходит перекатывание долота по стенке скважины — так называемое «виxpeвoe» движение долота. Данный вид вращения описан в патенте США JSГ24932484, МПК E21 В 10/26, 40/46, опуб 12.06,1990 и патенте РФ JVГ22092671, МПК E21 В 10/26, опуб. 10,10,97.
Известно буровое лопастное долото PDC (роlусrуstаlliпе diаmопd сuttеrs - поликристалиические алмазные резцы) режущего типа, представляющее собой корпус с присоединительной резьбой к колонне бурильных труб, в котором имеется центральный канал с выходными отверстиями для подачи промывочной жидкости и поликристаллические алмазные резцы (PDC), расположенные на лопастях корпуса долота (патент США 6443249, МПК E21B0/46, опуб.ОЗ.09.2002). Режущие элементы цилиндрической формы имеют на режущей кромке фаску увеличенного размера в виде усеченного конуса с определенным углом наклона. За счет наличия увеличенной фаски резец менее «aгpeccивeн» в сравнении с обычным резцом и меньше внедряется в горную породу при увеличении осевой нагрузки. Однако применение известного долота не решает проблему, связанную с проводкой наклонно направленных и горизонтальных участков, крутящий момент данного долота все еще сильно зависит от осевой нагрузки.
В лопастных долотах PDC широко применяются различные ограничители глубины резания, призванные ограничить чрезмерное внедрение резцов в породу. Так, известны долота с ограничителями проникновения в виде бобышек, пулеобразных вставок, устанавливаемых рядом с резцами (патент США N°5558170, МПК E21B10/46, опуб. 24.09.1996), и позади резцов (патент США N25265685, МПК E21B10/46, 10/58, опуб. 30.11.1993), причем в последнем случае ограничители могут находиться в постоянном контакте с горной породой. Ограничители проникновения позволяют снизить вероятность поломки резцов из-за чрезмерной нагрузки. Недостатком данных долот является слишком крутой характер изменения крутящего момента в зависимости от осевой нагрузки, так как ограничители небольшого размера легко внедряются в горную породу. К недостаткам данных долот можно также отнести и необходимость соблюдения высокой точности установки ограничительных элементов по высоте относительно резца. Это объясняется тем, что каждый резец при работе долота движется по спиральной траектории, а угол подъема спирали изменяется от нескольких градусов для резцов, расположенных у оси вращения, до нескольких долей градуса для резцов, расположенных дальше от оси вращения к периферийной части долота. Ограничители в данных долотах должны вступать во взаимодействие с горной породой при увеличении угла подъема спирали в диапазоне от десятых до сотых долей градуса. С учетом небольшого расстояния от режущей кромки резца до ограничителя, расположенного за резцом, необходимо очень точно выдерживать высотный размер установки ограничителя относительно резца.
Известно долото, где ограничителем глубины резания является бобышка, устанавливаемая перед резцом или группой резцов, расположенных на одной линии от центра долота к его внешней окружности (патент США JVГs5595252, МПК E2 IB 10/46, опуб. 21.01.1997). В данном случае значительно повышается точность задаваемых значений глубины резания. Недостатком данного долота является все еще неудовлетворительный характер зависимости «мoмeнт- нaгpyзкa». Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату (прототипом) является буровое режущее долото, содержащее корпус с присоединительной резьбой к колонне бурильных труб, в котором имеется центральный канал с выходными отверстиями для подачи промывочной жидкости и поликристаллические алмазные резцы, расположенные на лопастях корпуса долота (патент США 6460631, МПК E2 IB 10/46, опуб. 08.10.2002). Резцы, расположенные в центре долота, имеют уменьшенную высоту выступания относительно тела лопастей. В данном случае ограничителями проникновения служат лопасти долота. При увеличении осевой нагрузки, прикладываемой к долоту, увеличивается внедрение резцов в породу, поверхность лопастей в центральной части долота начинает приближаться к горной породе и при определенных значениях глубины резания начинает контактировать с ней. При дальнейшем увеличении глубины резания ширина, а следовательно, и площадь контактных дорожек растет. Глубина резания зависит от геометрии долота, прочности породы на сжатие и осевой нагрузки. Вследствие большой площади контактирующих поверхностей горной породе может передаваться нагрузка, в несколько раз превышающая необходимую для достижения данных значений глубины резания одними резцами. Так как контактные площадки расположены не по всему радиусу рабочей поверхности долота, а только вблизи оси вращения, то и момент, вызываемый силами трения в зоне контакта, сравнительно небольшой. Этим достигается пологий характер кривой «вpaщaющий момент - осевая нaгpyзкa». К недостаткам данного изобретения относится постоянная величина выступа резца над лопастями долота. В связи с этой особенностью долото имеет два участка кривой «мoмeнт - нагрузка)): первого, где долото ведет себя как обычное режущее долото, и второго, где его характеристика приближается к характеристике шарошечного долота. Данный недостаток сильно проявляется при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины во время бурения пород, представленных чередованием пропластков различной твердости. Пример: Во время бурения из более мягкого в более твердый и прочный пропласток происходит уменьшение глубины проникновения резца в породу, и теряется контакт лопастей с горной породой и долото начинает вести себя как обычное долото, вследствие чего ухудшается управляемость. Во время бурения из твердого пропластка в более мягкий происходит увеличение глубины проникновения резца в породу, а так как величина выступа резца над лопастями постоянна и рассчитана, например, для твердой породы и контактные площадки будут ограничивать скорость бурения в 2...3 раза против скорости, достижимой в данной породе все еще без потери управляемости. Устройство ограничителя проникновения резцов в горную породу по данному изобретению не улучшает виброустойчивость долота, так как не ограничивает смещение оси долота относительно скважины.
Задачей изобретения является улучшение управляемости с одновременным повышением виброустойчивости долота PDC за счет применения специального композиционного покрытия и регулировки выступания резца над этим покрытием. Поставленная задача достигается тем, что в буровом лопастном долоте, включающем корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом с выходными отверстиями для промывочной жидкости и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC, согласно изобретению, поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине. Величина выступа резцов, расположенных вблизи центра долота, над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе. б
Заявленное изобретение отличается от прототипа тем, что поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине и величина выступа резцов вблизи цента долота над покрытием заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.
Стойкость покрытия к абразивному износу должна увеличиваться в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям. Это может быть достигнуто, например, применением послойного нанесения покрытий с различным содержанием сверхтвердой фазы в связущем составе при нанесении методом наплавки или напыления в случае изготовления корпуса долота из стали. В случае изготовления так называемого «мaтpичнoгo» долота методом порошковой металлургии поставленная задача может быть решена смешиванием в наружном слое твердой фазы с менее твердой. Например, частицы карбида вольфрама в поверхностном слое могут быть смешаны в определенном соотношении с частицами вольфрама или железа и затем пропитаны связующим составом. В качестве связующего состава обычно используются различные медно-никелевые сплавы.
В заявляемом изобретении подбираются специальные композиционные покрытия, которые выполняют одновременно роль:
1. Ограничителя проникновение резцов в породу;
2. Поверхности для создания дополнительных стабилизационных канавок.
Композиционное покрытие адаптирует долото для достижения необходимой механической скорости бурения в конкретных горно- геологических и технико-технологических условиях, ограничивая чрезмерное проникновение резцов долота в горную породу и способствует образованию стабилизационных канавок по мере износа покрытия от трения с горной породой. Использование данного изобретения позволяет обеспечить оптимальную механическую скорость бурения и управляемость долота PDC с повышенной виброустойчивостью как при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважин, так при бурении пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.
Таким образом, композиционное покрытие выполняет новую функцию и обеспечивает достижение нового, не известно ранее эффекта стабилизации долота с одновременном улучшением его управляемости, что позволяет судить о соответствии заявленного изобретения критерию «изoбpeтaтe льский ypoвeнь» .
Заявленное изобретение иллюстрируется следующими рисунками: фиг. 1 — общий вид долота PDC. фиг. 2 - график зависимости крутящего момент от осевой нагрузки фиг. 3 — схема работы резца фиг. 4 —вид долота сверху
Буровое лопастное долото, изображенное на фиг.l, имеет корпус (1) с присоединительной резьбой (2) к колонне бурильных труб (на рисунке не показана), в котором имеется центральный канал (3) с выходными отверстиями (4) для подачи промывочной жидкости. На лопастях (6) долота размещены поликристаллические алмазные резцы (PDC) (5).
На фиг. 2 приведен график зависимости крутящего момент от осевой нагрузки: прямая 2а - традиционное PDC -долото; кривая 26- долото по прототипу; кривая 2в- заявляемое долото, прямая 2г - шарошечное долото. Традиционные режущие долота PDC (фиг 2, прямая 2а) имеют крутую характеристику «вpaщaющий момент - осевая нaгpyзкa», так как режущие элементы легко внедряются в горную породу при увеличении осевой нагрузки и проходка за оборот увеличивается в несколько раз больше по сравнению с проходкой за оборот шарошечного долота при таком же изменении осевой нагрузки. Это приводит к значительному изменению вращающего момента, прикладываемого к долоту. В общем случае требуемая осевая нагрузка на режущее долото в 2...3 раза ниже, чем для шарошечного долота
Долото с ограничителями глубины резания по прототипу (фиг 2, кривая 26) имеет сравнительно небольшую зависимость крутящего момента от осевой нагрузки, но наличие двух участков кривой является значительным минусом при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины в условиях перемежаемости пород по твердости. График зависимости крутящего момента от осевой нагрузки заявляемого долота (фиг 2, кривая 2в) в сравнении с прототипом и традиционными долотами гораздо положе и не имеет резких переломов и приближается к характеристике шарошечного долота (фиг 2, прямая 2г), являющегося оптимальной при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины.
На фиг. 3 изображена схема работы поликристаллического алмазного резца (5), закрепленного в теле лопасти (6), с нанесенным на лопасть композиционным покрытием (7) относительно горной породы (8). Композиционное покрытие наносится расчетной толщины h (0,5...7мм), так чтобы обеспечить заданный выступ hl (ОД ...5мм) резцов над покрытием на внутреннем конусе долота.
На фиг. 4 показан вид сверху долота, проработавшего начальное время. В результате трения композиционного покрытия (7) о горную породу (8) и его последующего частичного износа образовались стабилизационные канавки (9) глубиной h2. Для обеспечения требуемой механической скорости резцам (5) необходимо внедриться на глубину hЗ. Величина hЗ равна сумме hl+h2 и является оптимальной для требуемой скорости проходки. hЗ=hl+h2. где: hl - расстояние от поверхности композиционного покрытия до вершины резца (5). h2 - глубина стабилизационной канавки. В начальный момент бурения проникновение резца в породу ограничивает композиционное покрытие, препятствующее внедрению резцов в породу на величину, большую чем hl. В процессе начала работы верхний слой композиционного покрытия, имеющий пониженную по сравнению с нижележащими слоями абразивостойкость, при взаимодействии с горной породой, начинает истираться, образуются дополнительные стабилизационные канавки (9) глубиной h2. Износ композиционного покрытия осуществляется на величину h2 (O...5мм), которая является оптимальной для обеспечения заданной скорости проходки с сохранением управляемости и повышенной виброустойчивостью. Время износа композиционного покрытия на величину h2 зависит от режимов бурения и горно-геологических условий и составляет от 1 до 8 часов. В результате долото адаптируется к условиям бурения, обеспечивая оптимальную скорость походки, образуя дополнительные стабилизационные канавки (9), взаимодействующие с концентричными бороздами в горной породе на забое скважины (8), вследствие чего происходит повышение виброустойчивости и оптимизация зависимости крутящего момента от осевой нагрузки.
При проектировании вида композиционного покрытия, толщины, а также распределение сверхтвердой фазы по толщине слоя покрытия учитываются как горно-геологические, так и технико-технологические условия.
В общем виде величина h и hl рассчитываются исходя из анализа функции, зависящей от многих параметров, а именно от типа, размера долота, размера резцов, свойств горной породы, проектных режимов бурения (нагрузка на долото, частота вращения), а также предполагаемой механической скорости бурения. h, = f(σ,a,Foc,п,Vмex,....), где: σ - прочность породы на сжатие, а - угол внутреннего трения,
F00 - предполагаемая осевая нагрузка п - предполагаемое число оборотов забойного двигателя v ма " предполагаемая механическая скорость бурения. Применение заявленного изобретения позволит повысить скорость бурения, стабильность работы долота, тем самым увеличить срок службы долота PDC и уменьшить время строительства скважины как за счет увеличения механической скорости, так и за счет уменьшения спускоподъемных операций для замены изношенного долота. Экономический эффект достигается сокращением времени на бурение и сокращением затрат на буровое оборудование.

Claims

Формула изобретения
Буровое лопастное долото, включающее корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями для промывочной жидкости, и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC, при этом поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине, отличающееся тем, что стойкость композиционного покрытия к абразивному износу увеличивается в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям, а величина выступа резцов вблизи центра долота над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.
PCT/RU2009/000498 2008-12-29 2009-09-28 Буровое лопастное долото WO2010077169A2 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201100563A EA016994B1 (ru) 2008-12-29 2009-09-28 Буровое лопастное долото
CA2750156A CA2750156A1 (en) 2008-12-29 2009-09-28 Blade drilling bit
US13/171,681 US20110253460A1 (en) 2008-12-29 2011-06-29 Blade-type drill bit

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008152613 2008-12-29
RU2008152613/03A RU2374420C1 (ru) 2008-12-29 2008-12-29 Буровое лопастное долото

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US13/171,681 Continuation-In-Part US20110253460A1 (en) 2008-12-29 2011-06-29 Blade-type drill bit

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2010077169A2 true WO2010077169A2 (ru) 2010-07-08
WO2010077169A3 WO2010077169A3 (ru) 2010-10-07

Family

ID=41476731

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2009/000498 WO2010077169A2 (ru) 2008-12-29 2009-09-28 Буровое лопастное долото

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20110253460A1 (ru)
CA (1) CA2750156A1 (ru)
EA (1) EA016994B1 (ru)
RU (1) RU2374420C1 (ru)
WO (1) WO2010077169A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102409980A (zh) * 2011-12-22 2012-04-11 河南神龙石油钻具有限公司 一种刀翼式ｐｄｃ钻头

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102966326A (zh) * 2012-11-16 2013-03-13 沈阳北方重矿机械有限公司 异型打捞钻头
CA2919481C (en) 2013-07-25 2021-05-04 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Cutter support element
RU2549653C1 (ru) * 2014-01-15 2015-04-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Лопастное долото (варианты)
RU2559261C1 (ru) * 2014-05-15 2015-08-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Лопастное долото
SE543502C2 (en) * 2017-06-13 2021-03-09 Varel Int Ind L L C SUPERABRASIVE CUTTERS FOR EARTH BORING BITS WITH MULTIPLE RAISED CUTTING SURFACES AND A DRILL BIT COMPRISING SUCH CUTTERS
RU188906U1 (ru) * 2018-08-31 2019-04-29 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Скважинный инструмент для фрезеровочных работ
RU192032U1 (ru) * 2019-04-09 2019-09-02 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Нанесение покрытия для поверхностного упрочнения на скважинные режущие инструменты

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4932484A (en) 1989-04-10 1990-06-12 Amoco Corporation Whirl resistant bit
US5265685A (en) 1991-12-30 1993-11-30 Dresser Industries, Inc. Drill bit with improved insert cutter pattern
US5558170A (en) 1992-12-23 1996-09-24 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for improving drill bit stability
US5595252A (en) 1994-07-28 1997-01-21 Flowdril Corporation Fixed-cutter drill bit assembly and method
RU2092671C1 (ru) 1989-02-21 1997-10-10 Амоко Корпорейшн Буровая головка для бурения скважин в подземных породах и способ бурения буровой скважины
US6443249B2 (en) 1997-09-08 2002-09-03 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits for directional drilling exhibiting variable weight-on-bit dependent cutting characteristics
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4884477A (en) * 1988-03-31 1989-12-05 Eastman Christensen Company Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing
US5607024A (en) * 1995-03-07 1997-03-04 Smith International, Inc. Stability enhanced drill bit and cutting structure having zones of varying wear resistance
US6651756B1 (en) * 2000-11-17 2003-11-25 Baker Hughes Incorporated Steel body drill bits with tailored hardfacing structural elements
US7373997B2 (en) * 2005-02-18 2008-05-20 Smith International, Inc. Layered hardfacing, durable hardfacing for drill bits
US7552783B2 (en) * 2005-07-01 2009-06-30 Smith International, Inc. Graded hardfacing for drill bits

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2092671C1 (ru) 1989-02-21 1997-10-10 Амоко Корпорейшн Буровая головка для бурения скважин в подземных породах и способ бурения буровой скважины
US4932484A (en) 1989-04-10 1990-06-12 Amoco Corporation Whirl resistant bit
US5265685A (en) 1991-12-30 1993-11-30 Dresser Industries, Inc. Drill bit with improved insert cutter pattern
US5558170A (en) 1992-12-23 1996-09-24 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for improving drill bit stability
US5595252A (en) 1994-07-28 1997-01-21 Flowdril Corporation Fixed-cutter drill bit assembly and method
US6443249B2 (en) 1997-09-08 2002-09-03 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits for directional drilling exhibiting variable weight-on-bit dependent cutting characteristics
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102409980A (zh) * 2011-12-22 2012-04-11 河南神龙石油钻具有限公司 一种刀翼式ｐｄｃ钻头

Also Published As

Publication number Publication date
WO2010077169A3 (ru) 2010-10-07
RU2374420C1 (ru) 2009-11-27
US20110253460A1 (en) 2011-10-20
EA016994B1 (ru) 2012-08-30
EA201100563A1 (ru) 2011-10-31
CA2750156A1 (en) 2010-07-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2374420C1 (ru) Буровое лопастное долото
US6904984B1 (en) Stepped polycrystalline diamond compact insert
US11396776B2 (en) Multiple ridge cutting element
US6988569B2 (en) Cutting element orientation or geometry for improved drill bits
US5967245A (en) Rolling cone bit having gage and nestled gage cutter elements having enhancements in materials and geometry to optimize borehole corner cutting duty
US5979577A (en) Stabilizing drill bit with improved cutting elements
US7798257B2 (en) Shaped cutter surface
US6345673B1 (en) High offset bits with super-abrasive cutters
CA2505710C (en) Shaped cutter surface
GB2370300A (en) Multi-aggressiveness cutting face on PDC cutters and method of drilling subterranean formations
EA027355B1 (ru) Создающее опережающие канавки на забое гибридное буровое долото
US10174563B2 (en) Real-time variable depth of cut control for a downhole drilling tool
CN111315955B (zh) 钻地工具及相关方法
CN114893128B (zh) 一种用于石油钻井的钻头及其制备工艺
CA3084338C (en) Earth-boring tools having a selectively tailored gauge region for reduced bit walk and method of drilling with same
US10323462B2 (en) Stabilizer-reamer for drill string
CA2228156C (en) Rolling cone bit with enhancements in cutter element placement and materials to optimize borehole corner cutting duty
US20180328116A1 (en) Drag bit with wear-resistant cylindrical cutting structure
US11136830B2 (en) Downhole tools with variable cutting element arrays
CA2257883C (en) Rolling cone bit having gage and nestled gage cutter elements having enhancements in materials and geometry to optimize borehole corner cutting duty

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09799752

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201100563

Country of ref document: EA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2750156

Country of ref document: CA

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 09799752

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2