ДОЛОТО БУРОВОЕ ДВУХЪЯРУСНОЕ ДЛЯ ОТБОРА КЕРНА Российский патент 2024 года по МПК E21B10/43 

Изобретение относится к относится к области бурения скважин, а именно к долотам буровым двухъярусным с отбором керна, и может найти применение в горнодобывающей и нефтегазовой отраслях.

Из уровня техники известно долото буровое двухъярусное для отбора керна, которое включает хвостовик, нижний забуривающий со стабилизатором и верхний разбуривающий со стабилизатором ярусы, каждый ярус включает симметрично расположенные режущие лопасти, на набегающих гранях которых расположены режущие элементы в виде вставок PDC, при этом нижний ярус долота выполнен в виде съемной бурильной головки, на лопастях армированной режущими элементами в виде вставок PDC, при этом бурильная головка и верхний разбуривающий ярус соединены с возможностью совместного вращения в одну сторону, бурильная головка выполнена с возможностью отбора керна, внутри обоих ярусов расположена колонковая труба и долото выполнено с возможностью соединения через хвостовик с колонковым набором (см. RU 2700330 С1, 16.09.2019, выбран за прототип).

Указанное долото хорошо зарекомендовало себя в бурении скважин при отборе керна, имеет приемлемую механическую скорость бурения и ресурс долота при одновременном бурении и отборе керна. Благодаря наличию двух ярусов со стабилизаторами такое долото обладает относительно высоким стабилизирующим эффектом. Однако в ряде случаев долото по прототипу все-таки склонно к уводу в стороны от его вертикального положения и от продольной оси, что приводит к нарушению отобранного керна, к разбалансированной работе лопастей и вставок PDC, возникновению вибрации компоновки низа бурильной колонны, расбалансировке нагрузок на породоразрушающие элементы долота. Поэтому для такого типа долот, как в прототипе, необходимо решать задачу дополнительного повышения стабилизации долота при его работе.

Из уровня техники известны различные технические решения, связанные с расстановкой режущих вставок для решения различных задач балансировки нагрузок на долото и снижения вибраций при бурении. Так, из источника информации ЕА 34901 В1, опубл. 03.04.2020, известна расстановка вставок на лопасти под изменяющимися попеременно боковыми углами резания. Из источника информации CN 106761424 А, опубл. 31.05.2017, известна расстановка пар режущих элементов под одинаковыми боковыми углами друг к другу.

Однако такие решения не в полной мере пригодны для решения задачи четкой и точной стабилизации долота бурового двухъярусного для отбора керна.

Задачей изобретения является устранение недостатков прототипа путем совершенствования конструкции долота бурового двухъярусного для отбора керна.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности стабилизации долота путем устранения увода его бурильной головки от продольной оси долота.

Заявляемое долото буровое двухъярусное для отбора керна, согласно изобретению, включает хвостовик (1), нижний забуривающий со стабилизатором (5) и верхний разбуривающий со стабилизатором (2) ярусы, каждый ярус включает симметрично расположенные режущие лопасти (8, 12), на набегающих гранях которых расположены режущие элементы в виде вставок PDC (4, 3), при этом нижний ярус долота выполнен в виде съемной бурильной головки, на лопастях (8) армированной режущими элементами в виде вставок PDC (4), при этом бурильная головка и верхний разбуривающий ярус соединены с возможностью совместного вращения в одну сторону, бурильная головка выполнена с возможностью отбора керна, внутри обоих ярусов расположена колонковая труба (6) и долото выполнено с возможностью соединения через хвостовик (1) с колонковым набором (7),

Новым в долоте является то, что каждая лопасть (8) бурильной головки со стороны забоя имеет горизонтальную поверхность (13) лопасти (8), переходящую в набегающую (14) и сбегающую (15) грани лопасти, между горизонтальной поверхностью (13) и набегающей гранью (14) каждой лопасти (8) бурильной головки расположена по меньшей мере одна пара выступающих вставок PDC (16, 17), каждая вставка PDC (16, 17) из указанной пары выступающих вставок PDC имеет одинаковый отрицательный передний угол (с) резания, при этом первая вставка PDC (16) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), расположенная ближе к оси долота по сравнению со второй вставкой PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), имеет боковой угол резания a₁, вторая вставка PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), расположенная ближе к периферии долота по сравнению с первой вставкой PDC (16) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), имеет боковой угол резания a₂, при этом боковые углы резания a₁ и а₂ имеют противоположные направления так, что хвостовики (20, 21) указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) удалены на большее расстояние, чем режущие поверхности (22, 23) указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), а величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ выбрана такой, что при внедрении указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) в породу образуются смежные поверхности (18,19) борозд, при этом поверхность (19) борозды, образованная второй вставкой PDC (17), является более пологой, чем смежная ей поверхность (18) борозды, образованная первой вставкой PDC (16).

Именно такое выполнение долота бурового двухъярусного для отбора керна надежно и точно стабилизирует все долото и защищает керн от разрушения, а режущие поверхности всего долота от разбалансировки. Повышение точности стабилизации долота достигнуто путем устранения увода его бурильной головки от продольной оси долота. Такой увод в стороны больше не проявляется из-за образования непологой борозды разрушения породы от первой вставки PDC (16), расположенной ближе к центру (оси, керну) долота. В результате долото не может пересечь своими режущими элементами такую образованную «непологую» (относительно «крутую», т.е. с почти вертикальными краями) борозду, и долото остается стабилизированным вдоль его оси, что позволяет в итоге правильно, «в идеальном режиме», работать всем остальным элементам долота и как следствие иметь высокие надежность, ресурс и механическую скорость бурения. Кроме того, образующийся вставками пары вставок «клин» эффективно разрушает поверхность забоя, уводя из зон разрушения разрушенный шлам больше к периферии долота, чем к образующемуся керну, для снижения затрат на переизмельчение шлама и более быстрого его уноса из зоны разрушения.

В одном из конкретных предпочтительных вариантов, величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ дополнительно выбрана такой, что энергоемкость разрушения первой вставки PDC (16) и энергоемкость разрушения второй вставки PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) являются одинаковыми при их измерении за один оборот долота.

Это, в дополнение к основным конструктивным особенностям, изложенным выше, также способствует повышению точности стабилизации долота, поскольку такое введение в конструкцию долота пары первой и второй вставок не только образует, как было указано выше, стабилизирующую канавку, но и делает это в самом эффективном с точки зрения разрушения породы и энергоемкости процесса, месте (ближе к центру долота, чем к периферии, где длина траектории за один оборот долота меньше), с наименьшими затратами, сопоставимыми и равными энергоемкости разрушения другой вставки из указанной пары.

Изобретение поясняется фигурами. На фиг.1 показан общий вид долота бурового двухъярусного для отбора керна. На фиг.2 показан вид снизу долота бурового двухъярусного для отбора керна. На фиг.3 показан вид А на горизонтальную поверхность лопасти бурильной головки. На фиг.4 показано продольное сечение Б-Б лопасти бурильной головки. На фиг.5 показан вид В снизу на лопасть бурильной головки.

На фиг. приняты следующие обозначения:

1 - хвостовик,

2 - стабилизатор верхнего разбуривающего яруса,

3 - вставки PDC верхнего разбуривающего яруса,

4 - вставки PDC нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

5 - стабилизатор нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

6 - колонковая труба,

7 - колонковый набор,

8 - лопасти нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

9 - цанговый кернорватель,

10 - рычажковый кернорватель,

11 - корпус кернорвательного снаряда,

12 - лопасти верхнего разбуривающего яруса,

13 - горизонтальная поверхность лопасти нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

14 - набегающая грань лопасти нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

15 - сбегающая грань лопасти нижнего забуривающего яруса (бурильной головки),

16 - первая вставка PDC из пары вставок, расположенная ближе к центру (оси) долота, по сравнению со второй вставкой PDC из пары вставок,

17 - вторая вставка PDC из пары вставок, расположенная ближе к периферии долота, по сравнению с первой вставкой PDC из пары вставок,

18 - поверхность борозды, образованная вставкой PDC 16,

19 - поверхность борозды, образованная вставкой PDC 17,

20 - хвостовик вставки PDC 16,

21 - хвостовик вставки PDC 17,

22 - режущая поверхность вставки PDC 16,

23 - режущая поверхность вставки PDC 17,

с - отрицательный передний угол резания вставок PDC 16, 17,

a₁ - боковой угол резания первой вставки PDC 16,

а₂ - боковой угол резания второй вставки PDC 17.

Заявленное долото буровое двухъярусное для отбора керна включает хвостовик 1, нижний забуривающий ярус со стабилизатором 5 и верхний разбуривающий ярус со стабилизатором 2. Каждый из ярусов включает симметрично расположенные режущие лопасти 8 и 12, на набегающих гранях которых расположены режущие элементы в виде вставок PDC 4, 3.

Нижний ярус долота выполнен в виде съемной бурильной головки, на лопастях 8 армированной режущими элементами в виде вставок PDC 4. Бурильная головка и верхний разбуривающий ярус соединены с возможностью совместного вращения в одну сторону. Бурильная головка выполнена с возможностью отбора керна. Внутри обоих ярусов расположена колонковая труба 6 и долото выполнено с возможностью соединения через хвостовик 1 с колонковым набором 7. Колонковый набор 7 имеет колонковую трубу 6, цанговый кернорватель 9, рычажковый кернорватель 10, корпус кернорвательного снаряда 11.

Каждая лопасть 8 бурильной головки со стороны забоя имеет горизонтальную поверхность 13 лопасти 8, переходящую в набегающую 14 и сбегающую 15 грани лопасти.

Между горизонтальной поверхностью 13 и набегающей гранью 14 каждой лопасти 8 бурильной головки расположена по меньшей мере одна пара выступающих вставок PDC 16, 17.

Каждая вставка PDC 16, 17 из указанной пары выступающих вставок PDC имеет одинаковый отрицательный передний угол «с» резания.

Первая вставка PDC 16 из указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17, расположенная ближе к оси долота по сравнению со второй вставкой PDC 17 из указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17, имеет боковой угол резания а₁.

Вторая вставка PDC 17 из указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17, расположенная ближе к периферии долота по сравнению с первой вставкой PDC 16 из указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17, имеет боковой угол резания а₂.

Боковые углы резания a₁ и а₂ имеют противоположные направления так, что хвостовики 20, 21 указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17 удалены на большее расстояние, чем режущие поверхности 22, 23 указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17.

Величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ выбрана такой, что при внедрении указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17 в породу образуются смежные поверхности 18,19 борозд, при этом поверхность 19 борозды, образованная второй вставкой PDC 17, является более пологой, чем смежная ей поверхность 18 борозды, образованная первой вставкой PDC 16.

Все вставки 3,4 (в том числе 16,17) PDC являются известными из уровня техники типичными PDC-вставками в виде цилиндрических таблеток, режущая поверхность которых является плоской в виде пластины PDC, образующей основание цилиндра перпендикулярно оси вставки.

В одном из вариантов, величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ дополнительно выбрана такой, что энергоемкость разрушения первой вставки PDC 16 и энергоемкость разрушения второй вставки PDC 17 из указанной пары выступающих вставок PDC 16, 17 являются одинаковыми при их измерении за один оборот долота.

В качестве неограничивающего примера, отрицательный передний угол резания «с» вставок PDC 16, 17 может быть равен значению от минус 5 до минус 85 градусов, предпочтительно - равен значению от минус 10 до минус 20 градусов, в зависимости от типа породы.

В качестве неограничивающего примера, боковой угол резания первой вставки PDC 16 «a₁» может быть равен значению от 5 до 85 градусов, предпочтительно - от 20 до 45 градусов. В качестве неограничивающего примера, боковой угол резания второй вставки PDC 17 «а₂» может быть равен значению от 5 до 80 градусов, предпочтительно - от 15 до 40 градусов. Величина угла «a₁» всегда должна быть больше, чем величина угла «а₂», в качестве примера - больше на 5…35 градусов, предпочтительно - на 10…20 градусов.

Заявленное долото буровое двухъярусное для отбора керна работает следующим образом.

Промывочная жидкость, двигаясь через колонковую трубу 6, выходит на поверхность по зазору между стенками скважины и долотом, транспортируя продукты разрушения горных пород на поверхность. Керн при этом заходит в колонковую трубу 6, а весь буровой снаряд вращается вправо. Нижний забуривающий ярус (бурильная головка) включает симметрично расположенные режущие лопасти 8 со стабилизатором 5, которые забуривают скважину диаметром d и образуют керн диаметром d_К Верхний разбуривающий ярус включает симметрично расположенные режущие лопасти 12 со стабилизатором 2, которые формируют скважину диаметром D. Породу разрушают режущие элементы в виде вставок PDC 4 (в том числе 16, 17) и 3 на лопастях. После заполнения колонковой трубы осуществляется подъем инструмента на поверхность и извлечение керна из колонковой трубы.

Режущие элементы на бурильной головке формируют забой. На самой нижней горизонтальной части забоя образуются борозды разрушения, в том числе наиболее глубокая и непологая борозда от первой вставки PDC (16), расположенной ближе к центру (оси, керну) долота. Расположение указанной наиболее глубокой борозды именно в указанном месте (ближе к центру долота) обусловлено меньшими затратами на образование такой борозды именно в этом месте (минимальная длина траектории борозды за один оборот долота). В результате долото не может пересечь своими режущими элементами такую образованную «непологую» (относительно «крутую», т.е. с почти вертикальными краями) борозду, и долото остается стабилизированным вдоль его оси, что позволяет в итоге правильно, «в идеальном режиме», работать всем остальным элементам долота и, как следствие, иметь высокие надежность, ресурс и механическую скорость бурения. Кроме того, образующийся вставками пары вставок «клин» эффективно разрушает поверхность забоя, уводя из зон разрушения разрушенный шлам больше к периферии долота, чем к образующемуся керну, для снижения затрат на переизмельчение шлама и более быстрого его уноса из зоны разрушения.

Таким образом, использование заявленного долота позволяет повысить точность стабилизации долота путем устранения увода его бурильной головки от продольной оси долота.

Следует отметить, что любой из упомянутых в представленных материалах диапазон, интервал включает в себя свои граничные значения. Полученные диапазоны величин, конкретные значения, количества, приведенные в тексте, являются наиболее оптимальными для осуществления заявленного долота и найдены как путем теоретических обоснований, так и в процессе моделирования, проектирования, различных экспериментов.

Следует отметить, что поскольку заявленное долото может производиться, например методами затвердевания в форме или литья, прессования, спекания, то оно имеет технологические скругления и переходы его смежных элементов, и указанные скругления и переходы никак не ограничивают объем притязаний.

Также заявленное долото может иметь множество элементов, известных из уровня техники, не указанных в описании (например, наличие промывочных отверстий и сопел, наличие кернообразующих резцов, наличие нескольких упомянутых пар вставок на одной лопасти, наличие переходных поверхностей лопасти и т.п.). Указанные дополнительные элементы никак не ограничивают объем притязаний.

Описанное выше изобретение не ограничивается точно до указанных деталей его воплощения и может быть усовершенствовано многими средствами и методами без отклонения при этом от его основной концепции.

Изобретение относится к области бурения скважин. Технический результат заключается в повышении точности стабилизации долота путем устранения увода его бурильной головки от продольной оси долота. Долото буровое двухъярусное для отбора керна включает нижний забуривающий со стабилизатором и верхний разбуривающий со стабилизатором ярусы, нижний ярус долота выполнен в виде съемной бурильной головки. Долото выполнено с возможностью соединения через хвостовик с колонковым набором. Каждая лопасть бурильной головки со стороны забоя имеет горизонтальную поверхность. Между горизонтальной поверхностью и набегающей гранью каждой лопасти бурильной головки расположена по меньшей мере одна пара выступающих вставок PDC. Каждая вставка PDC указанной пары имеет одинаковый отрицательный передний угол резания. Первая вставка PDC, расположенная ближе к оси долота, имеет боковой угол резания а₁. Вторая вставка PDC имеет боковой угол резания а₂. Боковые углы резания а₁ и а₂ имеют противоположные направления так, что хвостовики указанной пары выступающих вставок PDC удалены на большее расстояние, чем их режущие поверхности. Величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ выбрана такой, что при внедрении указанной пары выступающих вставок PDC в породу образуются смежные поверхности борозд, при этом поверхность борозды, образованная второй вставкой PDC, является более пологой, чем смежная ей поверхность борозды, образованная первой вставкой PDC. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Долото буровое двухъярусное для отбора керна, включающее хвостовик (1), нижний забуривающий со стабилизатором (5) и верхний разбуривающий со стабилизатором (2) ярусы, каждый ярус включает симметрично расположенные режущие лопасти (8, 12), на набегающих гранях которых расположены режущие элементы в виде вставок PDC (4, 3),

при этом нижний ярус долота выполнен в виде съемной бурильной головки, на лопастях (8) армированной режущими элементами в виде вставок PDC (4), при этом бурильная головка и верхний разбуривающий ярус соединены с возможностью совместного вращения в одну сторону, бурильная головка выполнена с возможностью отбора керна, внутри обоих ярусов расположена колонковая труба (6) и долото выполнено с возможностью соединения через хвостовик (1) с колонковым набором (7),

отличающееся тем, что

каждая лопасть (8) бурильной головки со стороны забоя имеет горизонтальную поверхность (13) лопасти (8), переходящую в набегающую (14) и сбегающую (15) грани лопасти,

между горизонтальной поверхностью (13) и набегающей гранью (14) каждой лопасти (8) бурильной головки расположена по меньшей мере одна пара выступающих вставок PDC (16, 17),

каждая вставка PDC (16, 17) из указанной пары выступающих вставок PDC имеет одинаковый отрицательный передний угол (с) резания,

при этом первая вставка PDC (16) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), расположенная ближе к оси долота по сравнению со второй вставкой PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), имеет боковой угол резания а₁,

вторая вставка PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), расположенная ближе к периферии долота по сравнению с первой вставкой PDC (16) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17), имеет боковой угол резания а₂,

при этом боковые углы резания a₁ и а₂ имеют противоположные направления так, что хвостовики (20, 21) указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) удалены на большее расстояние, чем режущие поверхности (22, 23) указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17),

а величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ выбрана такой, что при внедрении указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) в породу образуются смежные поверхности (18, 19) борозд, при этом поверхность (19) борозды, образованная второй вставкой PDC (17), является более пологой, чем смежная ей поверхность (18) борозды, образованная первой вставкой PDC (16).

2. Долото по п. 1, отличающееся тем, что величина указанных боковых углов резания a₁ и а₂ дополнительно выбрана такой, что энергоемкость разрушения первой вставки PDC (16) и энергоемкость разрушения второй вставки PDC (17) из указанной пары выступающих вставок PDC (16, 17) являются одинаковыми при их измерении за один оборот долота.