RU2012767C1

RU2012767C1 - Drilling bit

Info

Publication number: RU2012767C1
Authority: RU
Inventors: О.Н. Еньков; В.Б. Разумов; А.С. Эрлих; Е.Ф. Шабашев; А.А. Шварев
Original assignee: Центральная лаборатория научно-исследовательских и опытных работ Объединения "Куйбышевнефть"
Priority date: 1991-12-27
Filing date: 1991-12-27
Publication date: 1994-05-15

Abstract

FIELD: mining industry. SUBSTANCE: drilling bit has body, wings and bearing surface 3 on which wear-resistant wedge inserts are accommodated in front of each cutting member 4 in direction of bit rotation at low cutting angle. Located with inclination behind cutting member 4 are jet nozzles 7. EFFECT: higher serviceability of drilling bit. 3 dwg

Description

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для бурения скважин лопастными долотами с промывкой. The invention relates to the mining industry and can be used for drilling wells with paddle bits with flushing.

Известно буровое долото, содержащее корпус, лопасти с опорной поверхностью, армированной износостойкими режущими элементами с поликристаллическими вставками, и гидромониторные насадки [1] . Known drill bit containing a housing, blades with a supporting surface reinforced with wear-resistant cutting elements with polycrystalline inserts, and hydraulic nozzles [1].

Недостатком его является низкая эффективность работы из-за отсутствия предварительного разрушения породы и значительного нагрева материала режущих элементов. Its disadvantage is the low efficiency due to the lack of preliminary destruction of the rock and significant heating of the material of the cutting elements.

Наиболее близким к предлагаемому является буровое долото, содержащее корпус, лопасти с опорной поверхностью, армированной износостойкими режущими элементами, клиновые вставки с передним углом, равным 90^о, установленные на опорной поверхности впереди режущих элементов, и гидромониторные насадки.The closest to the proposed is a drill bit comprising a body, a blade support surface reinforced with wear-resistant cutting elements with front wedge insertion angle equal to ^about 90, mounted on the support surface in front of the cutting elements, and a jet nozzle.

Недостатком известного устройства является низкая эффективность работы за счет перегрева материала режущих элементов и повышения энергоемкости процесса разрушения, т. к. предварительное разрушение породы происходит только под действием вращающего момента. A disadvantage of the known device is the low efficiency due to overheating of the material of the cutting elements and increase the energy intensity of the destruction process, since the preliminary destruction of the rock occurs only under the action of torque.

Предлагаемое изобретение позволит повысить эффективность работы за счет эффективного отвода тепла от места его выделения - контакта режущего элемента с породой - направленным скоростным потоком промывочной жидкости, осуществляющим гидравлическое расклинивание микротрещин в момент их образования. Кроме того, оно позволит снизить энергоемкость процесса, т. к. предварительное разрушение породы клиновыми вставками с отрицательным передним углом осуществляется в основном за счет осевой нагрузки. The present invention will improve the efficiency due to the effective removal of heat from the place of its release - the contact of the cutting element with the rock - directed high-speed flow of flushing fluid, hydraulic wedging microcracks at the time of their formation. In addition, it will reduce the energy intensity of the process, since the preliminary destruction of the rock by wedge inserts with a negative rake angle is carried out mainly due to axial load.

Указанный результат достигается тем, что в отличие от известного бурового долота, содержащего корпус, лопасти с опорной поверхностью, армированной износостойкими режущими элементами, клиновые вставки, установленные на опорной поверхности впереди режущих элементов и гидромониторные насадки, клиновые вставки выполнены с отрицательным передним углом и расположены ступенчато относительно режущих элементов, а гидромониторные насадки расположены сзади режущих элементов наклонно в их сторону. This result is achieved in that, in contrast to the known drill bit containing a housing, blades with a supporting surface reinforced by wear-resistant cutting elements, wedge inserts mounted on the supporting surface in front of the cutting elements and hydraulic nozzles, wedge inserts are made with a negative rake angle and are arranged in steps relative to the cutting elements, and the hydraulic nozzles are located behind the cutting elements obliquely in their direction.

На фиг. 1 изображено предлагаемое буровое долото; на фиг. 2 - разрез по А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - разрез по Б-Б на фиг. 1. In FIG. 1 shows the proposed drill bit; in FIG. 2 is a section along AA in FIG. 1; in FIG. 3 is a section along BB in FIG. 1.

Буровое долото содержит корпус 1, лопасти 2 с опорной поверхностью 3, на которой установлены предварительно отформованные поликристаллические режущие элементы 4 с отрицательным передним углом 50-70^о. Впереди режущих элементов 4 на опорной поверхности 3 установлены износостойкие клиновые вставки 5 с отрицательным передним углом 5-20^о. Передние углы выбираются в зависимости от прочности породы. Клиновые вставки 5 расположены ступенчато относительно режущих элементов 4. Сзади режущих элементов 4 в корпусе 1 выполнены промывочные отверстия 6, снабженные гидромониторными насадками 7, оси отверстий которых наклонены к оси вращения долота под углом 50-70^о. Угол наклона оси насадки и расстояние от плоскости ее выходного отверстия до точки пересечения осью отверстия плоскости забоя определяется в каждом конкретном случае так, чтобы скоростной поток жидкости был направлен в зону контакта режущего элемента с забоем. Например, при бурении роторным способом твердых пород долотом диаметром 215, 9 мм расход промывочной жидкости составит 40 л/сек. Передний угол режущих элементов выбирается равным 50^о, а передний угол клиновой вставки -5^о, угол наклона насадок относительно оси вращения долота составит 45^о, а при отверстии насадки диаметром 8 мм и скорости истечения струи в 120 м/с расстояние Н равно 25 мм. Количество и расположение режущих элементов 4 на лопастях 2 выбирается из расчета полного перекрытия корпуса вращения долота. Боковая калибрующая ствол скважины поверхность лопастей армирована твердосплавными вставками 8. Все поверхности долота, не соприкасающиеся с поверхностью забоя и стенками скважины, покрыты эрозионно-стойким сплавом, опорная поверхность 3 армирована твердосплавными пластинами.The drill bit comprises a body 1, blade 2 with supporting surface 3 on which the preformed polycrystalline cutting elements 4 with a negative rake angle ^of 50-70. In front of the cutting elements 4 on the supporting surface 3 wear-resistant wedge inserts 5 with a negative rake angle of 5-20 ^about . The front angles are selected depending on the strength of the rock. The wedge inserts 5 are arranged stepwise relative to the cutting elements 4. Back of the cutting elements 4 in the housing 1 there are flushing holes 6 provided with hydromonitor nozzles 7, the axis of the openings of which are inclined to the axis of rotation of the bit at an angle of 50-70 ^about . The angle of inclination of the nozzle axis and the distance from the plane of its outlet to the point of intersection with the axis of the hole of the face plane is determined in each case so that the high-speed fluid flow is directed into the contact zone of the cutting element with the face. For example, when drilling hard rock by a rotary method with a bit with a diameter of 215.9 mm, the flow rate of flushing fluid will be 40 l / s. The rake angle of the cutting elements is chosen equal to ^about 50, and the front corner of the wedge insertion ^-5, nozzle angle of inclination relative to the axis of rotation of the bit 45 will be ^on, and when the nozzle orifice 8 mm in diameter and jet discharge speed of 120 m / s distance H equal to 25 mm . The number and location of the cutting elements 4 on the blades 2 is selected based on the complete overlap of the body of rotation of the bit. The lateral gauge borehole surface of the blades is reinforced with carbide inserts 8. All surfaces of the bit that are not in contact with the bottom surface and the walls of the well are coated with an erosion-resistant alloy, the supporting surface 3 is reinforced with carbide plates.

Долото работает следующим образом. Вращение от бурильной колонны передается на корпус 1 долота и лопасти 2. Под воздействием осевой нагрузки от веса разгруженной на забой части бурильной колонны клиновые вставки 5 врезаются в забой и при вращении долота образуют на забое кольцевые полосы предварительного разрушения. Режущие элементы 4 врезаются в забой на большую глубину и довершают разрушение, начатое клиновыми вставками 5. Промывочная жидкость, истекающая из гидромониторных насадок 7, скоростным, сконцентрированным потоком направляется сзади режущих элементов 4 в зону контакта последних с горной породой, создавая эффект дополнительного гидравлического расклинивания трещин, образованных в породе режущими элементами 4, и тем самым облегчая дальнейшее разрушение горной породы. Одновременно с этим поток жидкости смывает заднюю обнаженную поверхность режущих элементов 4, создавая интенсивный отвод тепла от них, и очищает забой от шлама в направлении вращения долота и далее вверх с восходящим потоком промывочной жидкости через зазоры между лопастями 2. The bit works as follows. The rotation from the drill string is transmitted to the body 1 of the bit and the blade 2. Under the influence of the axial load from the weight of the part of the drill string unloaded on the bottom, the wedge inserts 5 cut into the bottom and, when the bit is rotated, form annular pre-fracture bands on the bottom. The cutting elements 4 cut into the face to a greater depth and complete the destruction begun by the wedge inserts 5. The flushing fluid flowing out of the hydraulic nozzles 7 is directed by a fast, concentrated flow behind the cutting elements 4 into the contact zone of the latter with the rock, creating the effect of additional hydraulic wedging of cracks formed in the rock by the cutting elements 4, and thereby facilitating the further destruction of the rock. At the same time, the fluid flow washes off the back exposed surface of the cutting elements 4, creating an intense heat removal from them, and cleans the bottom of the sludge in the direction of rotation of the bit and then upward with an upward flow of washing liquid through the gaps between the blades 2.

Claims

A DRILL BIT containing a housing, blades with a supporting surface reinforced by wear-resistant cutting elements, wedge inserts mounted on the supporting surface in front of the cutting elements, and hydraulic nozzles, characterized in that the wedge inserts are made with a negative rake angle and are arranged stepwise relative to the cutting elements, and hydraulic nozzles are located behind the cutting elements obliquely in their direction.