БУРОВЫЕ СИСТЕМЫ И ГИБРИДНЫЕ БУРОВЫЕ ДОЛОТА ДЛЯ БУРЕНИЯ В ПОДЗЕМНОЙ ПОРОДЕ И СПОСОБЫ, СВЯЗАННЫЕ С НИМИ
DRILLING SYSTEMS AND HYBRID DRILL BITS FOR DRILLING IN SUBTERRANEAN FORMATION AND METHODS RELATING THERETO

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет по предварительной патентной заявке США №61/912,302, поданной 5 декабря 2013 г., под названием "Буровые системы и гибридные буровые долота для бурения в подземной породе" (Drilling Systems and Hybrid Drill Bits for Drilling in a Subterranean Formation), полностью включенной в настоящий документ посредством ссылки.
ИНФОРМАЦИЯ ПО ФЕДЕРАЛЬНОМУ ФИНАНСИРОВАНИЮ ИССЛЕДОВАНИЙ ИЛИ РАЗРАБОТОК
[0002] Не применимо.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003] Настоящее изобретение относится в целом к буровым системам и буровым долотам для бурения ствола скважины через подземный пласт горной породы, например, для извлечения в итоге нефти, газа и/или минералов. В частности, настоящее изобретение относится к гибридным буровым долотам, включающим в себя фиксированные лопасти с режущими элементами в комбинации с коническими шарошками с режущими элементами.
[0004] Буровое долото для бурения горной породы соединяют с нижним концом бурильной колонны и вращают с помощью вращения бурильной колонны с поверхности, с помощью забойного двигателя или тем и другим. С приложением осевой нагрузки вращающееся буровое долото взаимодействует с подземной породой и продвигается вперед, образуя ствол скважины на заданной траектории в направлении к проектной зоне.
[0005] В буровых работах затраты являются, в целом, пропорциональными времени, затраченному на бурение ствола скважины требуемой глубины на определенной площадке. Время, требуемое для бурения скважины, в свою очередь, во многом зависит от числа требуемых обязательных замен бурового долота во время буровых работ. Данное происходит, поскольку каждый раз, когда буровое долото заменяют, всю колонну бурильных труб, которая может иметь длину в несколько миль (миля = 1,6 км), приходится поднимать из ствола скважины, свечу за свечой. Когда бурильная колонна поднята и инструмент заменен, бурильную колонну требуется собирать, свечу за свечой, и спускать обратно в ствол скважины. Данный процесс, известный как "рейс" бурильной колонны, требует значительного времени, трудозатрат и расходов. Поскольку затраты на бурение имеют обычно порядок тысяч долларов в час, требуется уменьшать число рейсов бурильной колонны до завершения строительства ствола скважины.
[0006] Во время обычных буровых работ часто требуется замена бурового долота, установленного на нижнем конце бурильной колонны при повреждении, износе и/или существенном уменьшении производительности породоразрушения. Вне зависимости от конкретных причин, каждый раз при замене бурового долота, требуется выполнение рейса бурильной колонны в скважине, что увеличивает общее время и затраты, связанные с бурением подземного ствола скважины.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Некоторые варианты осуществления относятся к буровому долоту для бурения в подземной породе ствола скважины, имеющего калиброванный диаметр. В варианте осуществления буровое долото включает в себя корпус долота, имеющий ось долота, первый конец, выполненный с возможностью соединения с нижним концом бурильной колонны, и второй конец, выполненный с возможностью взаимодействия с подземной породой, при этом корпус долота включает в себя множество лап, расположенных по окружности вокруг оси долота, каждая лапа имеет нижнюю часть, проходящую в осевом направлении от второго конца долота, и при этом каждая нижняя часть имеет набегающую поверхность относительно направления вращения долота вокруг оси долота и тыльную поверхность относительно направления вращения долота. В дополнение, долото включает в себя множество конических шарошек, при этом каждая коническая шарошка установлена с возможностью поворота на нижней части одной из лап и расположена вдоль набегающей поверхности соответствующей лапы, при этом каждая коническая шарошка имеет ось вращения шарошки, которая расположена на расстоянии в радиальном направлении от оси долота и по существу перпендикулярна плоскости, содержащей ось долота. Каждая шарошка включает в себя первое множество режущих элементов, расположенных в первом ряду, проходящем по окружности вокруг оси вращения соответствующей шарошки. Каждый из первого множества режущих элементов включает в себя плоскую режущую поверхность, которая выполнена с возможностью взаимодействия с подземной породой и ее скалывания, когда корпус долота вращается вокруг оси долота в направлении вращения долота.
[0008] Другие варианты осуществления относятся к буровому долоту для бурения в подземной породе ствола скважины имеющего калиброванный диаметр. В варианте осуществления буровое долото включает в себя корпус долота, имеющий ось долота, первый конец, выполненный с возможностью соединения с нижним концом бурильной колонны, и второй конец, выполненный с возможностью взаимодействия с подземной породой, при этом корпус долота включает в себя множество лап, расположенных по окружности вокруг оси долота, каждая лапа имеет нижнюю часть, проходящую в осевом направлении от второго конца долота, и при этом каждая нижняя часть имеет набегающую поверхность относительно направления вращения долота вокруг оси долота и тыльную поверхность относительно направления вращения долота. В дополнение, буровое долото включает в себя множество конических шарошек, при этом каждая коническая шарошка установлена с возможностью поворота на цапфе, соединенной резьбой с нижней частью одной из лап, при этом каждая шарошка размещена вдоль набегающей поверхности соответствующей лапы. Каждая шарошка включает в себя первое множество режущих элементов, расположенных в первом ряду, проходящем по окружности вокруг оси вращения соответствующей шарошки. Каждый из первого множества режущих элементов включает в себя плоскую режущую поверхность, которая выполнена с возможностью взаимодействия с подземной породой и ее скалывания, когда корпус долота вращается вокруг оси долота в направлении вращения долота.
[0009] Другие варианты осуществления направлены на создание способа бурения ствола скважины в подземном пласте. В варианте осуществления способ включает в себя этап (а) разъемного соединения первой цапфы с лапой корпуса долота, при этом корпус долота имеет ось долота. В дополнение, способ включает в себя этап (b) соединения с возможностью вращения первой конической шарошки с первой цапфой, при этом первая шарошка имеет первую ось шарошки и множество режущих элементов. Дополнительно, способ включает в себя этап (с) вращения бурового долота вокруг оси долота в направлении резания и этап (d) взаимодействия с подземной породой множества режущих элементов, установленных на первой шарошке, во время этапа (с). Также дополнительно, способ включает в себя этап (е) вращения первой шарошки вокруг оси первой шарошки во время этапа (d).
[0010] Варианты осуществления описанные в данном документе содержат комбинацию признаков и преимуществ для устранения различных недостатков, связанных с некоторыми известными устройствами, системами и способами. Приведенное выше описание сообщает весьма кратко признаки и технические преимущества раскрытых вариантов осуществления для обеспечения лучшего понимания подробного описания, приведенного ниже. Различные характеристики, описанные выше, а также другие признаки должны стать понятными специалисту в данной области техники после прочтения следующего подробного описания и рассмотрения прилагаемых чертежей. Специалисту в данной области техники понятно, что раскрытые концепции и конкретные варианты осуществления можно легко применять как основу для модификации или разработки с получением другой конструкции для целей, одинаковых с раскрытыми вариантами осуществления. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0011] Для подробного описания раскрытых вариантов осуществления ниже даны ссылки на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
[0012] На фиг. 1 схематично показан вид сбоку, частично в сечении буровой системы, включающей в себя вариант осуществления бурового долота согласно принципам, раскрытым в данном документе.
[0013] На фиг. 2 показан с увеличением схематичный вид сбоку бурового долота и нижнего конца бурильной колонны буровой системы фиг. 1 в сечении по линии II-II.
[0014] На фиг. 3 показано в изометрии буровое долото фиг. 1.
[0015] На фиг. 4 показан другой вид в изометрии бурового долота фиг. 1.
[0016] На фиг. 5 показан вид сбоку бурового долота фиг. 1.
[0017] На фиг. 6 показано продольное сечение бурового долота фиг. 1.
[0018] На фиг. 7 показан вид с конца бурового долота фиг. 1.
[0019] На фиг. 8 показано сечение концевой части бурового долота бурильной компоновки фиг. 1.
[0020] На фиг. 9 показан вид сбоку одного из свободно вращающихся режущих элементов бурового долота фиг. 1.
[0021] На фиг. 10а-10с схематично показаны виды сбоку, иллюстрирующие примеры режущих элементов, взаимодействующих с пластом под передними углами разной величины в продольной плоскости.
[0022] На фиг. 11 показан вид с конца варианта осуществления бурового долота согласно принципам, раскрытым в данном документе.
[0023] На фиг. 12 показано сечение концевой части варианта осуществления бурового долота согласно принципам, раскрытым в данном документе.
[0024] На фиг. 13 показано сечение концевой части варианта осуществления бурового долота согласно принципам, раскрытым в данном документе.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0025] Следующее рассмотрение направлено на различные являющиеся примером варианты осуществления. Вместе с тем, специалисту в данной области техники понятно, что примеры, раскрытые в данном документе, имеют широкое применение, и что рассмотрение любого варианта осуществления дает только его пример и не предполагает, что объем раскрытия, включающий в себя формулу изобретения, ограничен таким вариантом осуществления.
[0026] Некоторые термины применяются по всему следующему описанию и формуле изобретения для указания частных признаков или компонентов. Как понятно специалисту в данной области техники, разные люди могут называть один и тот же признак или компонент по-разному. Данное описание не указывает разницу между компонентами или элементами, отличающимися наименованием, но не функцией. Чертежи фигур не обязательно выполнены с соблюдением масштаба. Некоторые признаки и компоненты в данном документе могут быть показаны с искажением масштаба или в несколько схематичной форме, и некоторые детали обычных элементов могут быть не показаны в интересах ясности и наглядности.
[0027] В следующем рассмотрении и в формуле изобретения термины "включающий в себя" и "содержащий" применяются в неограничивающем значении и поэтому должны интерпретироваться, как "включающий в себя, но без ограничения этим…". Также, термин "соединяют" или "соединяет" означает опосредованное или непосредственное соединение. При этом, если первый прибор соединяется со вторым прибором, такое соединение может являться непосредственным соединением, или опосредованным соединением через другие приборы, компоненты и соединения. В дополнение, при использовании в данном документе, термины "осевой" и "в осевом направлении" в общем означают «вдоль или параллельно центральной оси» (например, центральной оси корпуса или отверстия), а термины "радиальный" и "радиально" в общем означают «перпендикулярно центральной оси». Например, «осевое расстояние» относится к расстоянию, измеренному вдоль или параллельно центральной оси, а «радиальное расстояние» означает расстояние, измеренное перпендикулярно центральной оси. Любое указание на верх или низ в описании и в формуле изобретения должно выполняться для ясности, при этом "вверх", "выше", "в направлении вверх", "к устью скважины" или "выше по потоку" означают «в направлении к концу ствола скважины, расположенному на поверхности», а "вниз", "ниже", "в направлении вниз", "к забою скважины" или "ниже по потоку" означают «в направлении к забойному концу ствола скважины», вне зависимости от ориентации ствола скважины.
[0028] Как описано выше, во время обычных буровых работ, как правило, требуется заменять буровое долото, которое взаимодействует с геологическим пластом, после выработки эксплуатационного ресурса долота. Каждый раз, когда такое долото заменяют, вся бурильная колонна должна совершать рейс на поверхность, при этом значительно увеличиваются расходы на буровые работы. Соответственно, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, включают в себя буровые долота, содержащие фиксированные лопасти с множеством режущих элементов, установленных на них, и вращающиеся шарошки, имеющие множество режущих элементов, установленных на них, для эффективного увеличения числа режущих элементов и объема режущего материала, имеющегося для взаимодействия с подземной породой во время буровых работ.
[0029] На фиг. 1 схематично показан вариант осуществления буровой системы 10. В данном варианте осуществления буровая система 10 включает в себя буровую установку 20, установленную над стволом 11 скважины, проходящим через подземный пласт 12, и бурильную колонну 30, подвешенную в стволе 11 скважины на вышке 21 буровой установки 20. Бурильная колонна 30 имеет центральную или продольную ось 31, первый, или со стороны устья скважины, конец 30а, соединенный с вышкой 21, и второй, или со стороны забоя скважины, конец 30b, противоположный концу 30a. В дополнение, бурильная колонна 30 включает в себя буровое долото 100 на конце 30b со стороны забоя скважины и множество трубных свечей 33, проходящих от долота 100 до конца 30а со стороны устья скважины. Трубные свечи 33 соединены конец с концом, и буровое долото 100 соединено с нижним концом самой нижней трубной свечи 33. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) (не показано) может быть установлена с ближним буровым долотом 100 бурильной колонны 30 (например, в осевом направлении между самой нижней трубной свечой 33 и буровым долотом 100).
[0030] В данном варианте осуществления буровое долото 100 вращается с помощью вращения бурильной колонны 30 с поверхности 14. В частности, бурильная колонна 30 вращается с помощью бурового ротора 22, который взаимодействует с передней бурильной трубой 23, соединенной с расположенным со стороны устья скважины концом 30а бурильной колонны 30. Ведущая бурильная труба 23 и, таким образом, бурильная колонна 30 подвешена на крюке 24, прикрепленном к талевому блоку (не показано) вращающимся вертлюгом 25, который обеспечивает вращении бурильной колонны 30 относительно вышки 21. Хотя буровое долото 100 вращается с поверхности 14 с помощью бурового ротора 22 и бурильной колонны 30 в данном варианте осуществления, в целом, буровое долото 100 может вращаться с помощью бурового ротора или верхнего привода, установленного на поверхности 14, забойного гидравлического двигателя, установленного в КНБК, или их комбинации (например, вращаться буровым ротором посредством бурильной колонны и забойным гидравлическим двигателем, или вращаться верхним приводом и забойным гидравлическим двигателем и т.п.). Например, вращение забойным двигателем можно задействовать для дополнения крутящего момента бурового ротора 22, если требуется, и/или для производства изменений в процессе бурения. Таким образом, понятно, что различные аспекты, раскрытые в данном документе, приспособлены для применения каждой из данных конфигураций бурения и не ограничены обычными работами, выполняемыми роторным бурением.
[0031] Во время буровых работ буровой насос 26 на поверхности 14 перекачивает буровой раствор или промывочный раствор вниз внутри бурильной колонны 30 через отверстие в вертлюге 25. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 30 через окна или сопла в конце бурового долота 100 и затем циркулирует обратно на поверхность 14 через кольцевое пространство 13 между бурильной колонной 30 и боковой стенкой ствола 11 скважины. Буровой раствор выполняет функцию смазки и охлаждения бурового долота 100 и уносит выбуренную породу пласта на поверхность 14.
[0032] Как показано фиг. 2, ствол 11 скважины, созданный долотом 100, включает в себя боковую стенку 55, угловой участок 56 и дно 57 забоя. Среднее эффективное напряжение по стволу скважины (например, стволу 11 скважины) является обычно наибольшим на угловом участке 56. Следовательно, в сравнении с боковой стенкой 55 и дном 57 забоя ствола 11 скважины, угловой участок 56 является в целом более твердым и более трудным для породоразрушения. Таким образом, как объяснено более подробно ниже, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, включают в себя буровые долота (например, долото 100) имеющие вращающиеся конические шарошки с рядом (рядами) режущих элементов, установленных на них, при этом увеличивается число режущих элементов, имеющихся для взаимодействия с углом 56 ствола 11 скважины во время буровых работ.
[0033] На фиг. 3-7 показано буровое долото 100 системы 10. Долото 100 имеет центральную продольную ось 105, вокруг которой долото 100 вращается в направлении для породоразрушения, представленном стрелкой 103, первый или верхний конец 100а и второй или нижний конец 100b, противоположный верхнему концу 100а. В дополнение, долото 100 включает в себя корпус 101 долота, имеющий резьбовое соединение или ниппель 106 на верхнем конце 100а для соединения долота 100 с бурильной колонной 30, вооружение 120 на нижнем конце 100b для взаимодействия с породой пласта (например, пласта 12) и ее разрушения, и хвостовик 108, проходящий в осевом направлении между ниппелем 106 и вооружением 120. Хвостовик 108 обеспечивает контактную поверхность, такую, что передающие крутящий момент инструменты и/или компоновки могут докреплять долото 100 для осуществления соединения долота 100 с бурильной колонной 30.
100
[0034] Долото 100 имеет заданный калибрующий диаметр, образованный самым удаленным радиально от оси плечом трех конических шарошек 131, 132, 133, которые выполнены с возможностью поворота вокруг своих соответствующих осей 135 на валах подшипников или цапфах, отходящих от корпуса 101 долота, и тремя фиксированными лопастями 121, 122, 123, отходящими от корпуса 101 долота. На фиг. 7 схематично показано самое удаленное радиально от оси плечо долота 100 (относительно оси 105 долота), вращающегося в направлении 103 породоразрушения вокруг оси 100, с калибрующей окружностью 102, имеющей диаметр D равный полному калибрующему диаметру долота 100. В данном варианте осуществления окружность 102 является концентрической с осью 105 долота.
[0035] Корпус 101 долота состоит из трех расположенных по окружности частей или лап 107, которые сварены вместе для образования корпуса 101 долота. Более конкретно, каждая лапа 107 имеет первый, или верхний, конец 107а, совпадающий с концом 100а долота 100, второй, или нижний, конец 107b, совпадающий с нижним концом 100b долота 100, первую, или верхнюю, часть 109, проходящую в осевом направлении от верхнего конца 107а, и вторую, или нижнюю, часть 111, проходящую в осевом направлении от нижнего конца 107b до соответствующей верхней части 109. Верхние части 109 лап 107 сварены вместе, а нижние части 111 расположены на расстоянии друг от друга по окружности. Каждая фиксированная лопасть 121, 122, 123 выполнена неразъемно с (т.е. выполнена как одно целое с) нижней частью 111 соответствующей лапы 107, и дополнительно, каждая фиксированная лопасть 121, 122, 123 проходит радиально наружу от нижней части 111 соответствующей лапы 107. В частности, каждая из лопастей 121, 122, 123 проходит в осевом направлении вдоль периферии долота 100 и затем радиально по нижнему концу 107b одной из лап 107 в направлении к оси 105, где лапы 107 встречаются друг с другом. В данном варианте осуществления нижняя часть 111 каждой лапы 107 включает в себя одну из лопастей 121, 122, 123, и таким образом, всего на долоте 100 предусмотрены три разнесенные по окружности периметра лопасти 121, 122, 123.
[0036] В данном варианте осуществления нижние части 111 установлены с равными угловыми интервалами между ними по окружности периметра, и фиксированные лопасти 121, 122, 123, проходящие от них, установлены с равными угловыми интервалами между ними по окружности периметра. Поскольку имеются три нижние части 111 и три соответствующие фиксированные лопасти 121, 122, 123, нижние части 111 установлены с равными угловыми интервалами 120° между ними, и лопасти 121, 122, 123 установлены с равными угловыми интервалами 120° между ними.
[0037] Как показано на фиг. 6, долото 100 также включает в себя центральный канал 115, проходящий в осевом направлении от верхнего конца 100а, и множество проходов 116 потока, проходящих вниз от канала 115 до нижнего конца 100b. Проходы 116 потока имеют отверстия или сопла 118, расположенные на своих самых нижних концах (т.е. вблизи конца 100b). Канал 115, проходы 116 потока и сопла 118 обеспечивают подачу бурового раствора из бурильной колонны 30 (см. фиг. 1) через долото 100. Сопла 18 направляют буровой раствор к дну забоя ствола скважины (например, ствола 11 скважины) и вокруг конических шарошек 131, 132, 133 и лопастей 121, 122, 123. Буровой раствор, выпускаемый из сопел 118, смывает выбуренную породу с долота 100, а также обеспечивает конвекционное охлаждение долота 100. Хотя два прохода 116 показаны на фиг. 6, понятно, что в другие варианты осуществления включено больше или меньше двух проходов 116, что также соответствует принципам, раскрытым в данном документе.
[0038] Как показано на фиг. 7, нижняя часть 111 каждой лапы 107 включает в себя радиально проходящую набегающую плоскость, или поверхность, 125 и радиально проходящую тыльную плоскость, или поверхность, 126. Поверхности 125, 126 на каждой лапе 107 описаны как "набегающая" и "тыльная" соответственно, поскольку поверхность 125 опережает поверхность 126 на той же лапе 107 относительно направления вращения 103 долота 100. Поверхности 125, 126 каждой лапы 107 разнесены на угловой интервал γ, и тыльная поверхность 126 каждой лапы 107 ориентирована под углом ϕ относительно оси 135 непосредственно примыкающей по окружности шарошки (например, шарошки 131, 132, 133), которая идет сзади тыльной поверхности 126 относительно направления 103 породоразрушения (т.е. непосредственно примыкающей задней конической шарошки). В целом, угол γ предпочтительно имеет величину между 0° и 90° и, более предпочтительно, между 30° и 60°. В данном варианте осуществления каждый угол γ является равным другому и, в частности, каждый угол γ составляет 50°. В дополнение, в целом угол ϕ предпочтительно имеет величину между 0° и 45° и, более предпочтительно, между 0° и 30°. В данном варианте осуществления каждый угол ϕ является равным другому и, в частности, каждый угол ϕ составляет 20°. Как описано более подробно ниже, каждая из конических шарошек 131, 132, 133 соединена с нижней частью 111 соответствующей лапы 107 цапфой 140 и установлена вдоль набегающей поверхности 125 соответствующей лапы 107. Каждая тыльная поверхность 126 включает в себя создающую зазор выемку (clearance recess) 126а. Как описано более подробно ниже, создающая зазор выемка 126а в каждой лапе 107 обеспечивает достаточное пространство и зазор для обеспечения вращения смежной по окружности, идущей сзади шарошки 131, 132, 133 вокруг ее соответствующей оси 135, и также обеспечивает достаточное пространство и зазор для отсоединения и удаления смежной по окружности идущей сзади шарошки 131, 132, 133 с ее соответствующей лапы 107.
100
[0039] Также, как показано на фиг. 3-7, каждая лопасть 121, 122, 123 имеет радиально наружную, обращенную к пласту, несущую вооружение поверхность 124, которая расположена по окружности между набегающей поверхностью 125 и тыльной поверхностью 126 нижней части 111 соответствующей лапы 107. Обращенная к пласту, несущая вооружение поверхность 124 каждой лопасти 121, 122, 123 несет на себе множество режущих элементов 150. Режущие элементы 150 включают в себя режущие поверхности 152, и установлены рядами по несущим поверхностям 124 лопастей 121, 122, 123. Понятно, что в других вариантах осуществления режущие элементы 150 могут располагаться в любом другом подходящем устройстве в дополнение к рядам, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. В данном варианте осуществления режущие поверхности 152 режущих элементов 150 содержат поликристаллический алмазный композит (PDC); вместе с тем, понятно, что режущие элементы 150 и поверхности 152 могут содержать разнообразные материалы и/или конструктивные решения в других вариантах осуществления. В дополнение, следует также понимать, что режущие поверхности 152 являются плоскими. Как лучше всего показано на фиг.7, радиально самые дальние от оси вершины/кромки режущих поверхностей 152 (относительно оси 105 долота) радиально самого дальнего от оси режущего элемента (элементов) 150 на каждой лопасти 121, 122, 123 (относительно оси 105 долота) проходят до полного калибрующего диаметра D, и таким образом, касаются калибрующей окружности 102.
100
[0040] На фиг. 7 и 8 показано, как упомянуто выше, что каждая шарошка 131, 132, 133 установлена на полуоси или цапфе 140 (см. фиг 8), проходящей от набегающей поверхности 125 на нижней части 111 одной из лап 107. В частности, каждая шарошка 131, 132, 133 включает в себя в целом конический корпус 130, включающий в себя центральную ось 135 вращения, первый конец, или заднюю поверхность, 130а, смежную с соответствующей лапой 107, второй конец, или вершину, 130b, противоположную задней поверхности 130а и удаленную от соответствующей лапы 107, и сужающуюся, или коническую, поверхность 130с, проходящую в осевом направлении от задней поверхности 130а к вершине 130b. В данном варианте осуществления коническая поверхность 130с сужается в целом радиально внутрь в направлении к оси 135 при прохождении в осевом направлении от задней поверхности 130а к вершине 130b так, что каждая шарошка 131, 132, 133 является радиально более широкой на задней поверхности 130а, чем на вершине 130b. Как показано на фиг. 8, каждая ось 135 расположена на расстоянии в радиальном направлении от центральной оси 105 долота 100. Другими словами, оси 135 не пересекают ось 105. Наружная поверхность корпуса 130 каждой шарошки 131, 132, 133 включает в себя множество разнесенных в осевом направлении кольцевых поясков 134, проходящих по окружности вокруг оси 135 на поверхности 130с. Пояски 134 образуют несущие вооружение поверхности для установки множества режущих элементов 150, которые по существу одинаковы с режущими элементами 150, описанными выше. Таким образом, как показано на фиг. 7, каждый из режущих элементов 150 на корпусе 130 расположен на расстоянии в осевом направлении от задней поверхности 130a вдоль оси 135. В данном варианте осуществления пара несущих вооружение кольцевых поверхностей 134 создана на каждой шарошке 131, 132, 133, где каждая поверхность 134 несет кольцевой ряд 138 режущих элементов 150. Таким образом, в данном варианте осуществления каждая шарошка 131, 132, 133 включает в себя два разнесенных в осевом направлении кольцевых ряда 138 режущих элементов 150. Вместе с тем, понятно, что в других вариантах осуществления больше или меньше двух рядов 138 режущих элементов 150 могут содержаться на корпусе 130 каждой шарошки 131, 132, 133, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Например, на фиг. 11, показано долото 200, включающее в себя варианты осуществления вращающихся шарошек 231, 232, 233, имеющих три разнесенных в осевом направлении ряда 238 режущих элементов 150. Как также показано на фиг. 7, радиально самые дальние от оси вершины/кромки режущих поверхностей 152 (относительно оси 105 долота) радиально самого дальнего от оси режущего элемента (элементов) 150 (относительно оси 105 долота) в каждом ряду 138 на каждой шарошке 131, 132, 133 проходят до полного калибрующего диаметра D и, таким образом, касаются калибрующей окружности 102. Как также показано на фиг. 7 и 8, проходящая по окружности канавка или "отверстие в долоте для выноса бурового шлама", позиция 137 проходит радиально в корпус 130 и по окружности вокруг оси 135 каждой шарошки 131, 132, 133. Во время буровых работ выбуренная порода, отколотая от пласта (например, пласта 12) режущими элементами 150, направляется в отверстие 137 в долоте для выноса бурового шлама перед смыванием с вооружения 120 буровыми растворами (например, промывочным раствором). В данном варианте осуществления отверстие 137 расположено в осевом направлении между каждым из поясков 134, описанных выше, относительно центральной оси 135.
[0041] Как показано, в частности, на фиг. 8, в данном варианте осуществления корпус 130 каждой шарошки 131, 132, 133 включает в себя центральный проход 136, проходящий в осевом направлении через него от задней поверхности 130а до вершины 130b. Каждый проход 136 образован внутренней поверхностью 136а, проходящей в осевом направлении от задней поверхности 130а до вершины 130b соответствующей шарошки 131, 132, 133. Каждая цапфа 140 установлена в проходе 136 соответствующей шарошки 131, 132, 133 и включает в себя первый, или ближний, конец 140а, второй, или дальний, конец 140b, противоположный ближнему концу 140а, приемное гнездо 141 сцепления, проходящее в осевом направлении от дальнего конца 140b, и резьбовой соединитель 144 на ближнем конце 140а. В данном варианте осуществления каждая цапфа 140 крепится в проходе 136 блокирующими шарами 142 обычным способом, как описано и показано, например, в Патенте США №8,020,638, полностью включенном в данный документ посредством ссылки. Шары 142 также несут корпуса 130, вращающиеся вокруг осей 135 относительно цапф 140 во время буровых работ. Также понятно, что в некоторых вариантах осуществления дополнительные подшипниковые механизмы (например, роликовые подшипники) (не показано) можно устанавливать вдоль цапфы 140 и поверхности 136а для дополнительной поддержки вращения корпусов 130 вокруг осей 135 во время работы. Уплотнительная крышка 148 крепится резьбовым соединением в каждом проходе 136 вблизи вершины 130b для уплотнения прохода 136 и, в некоторых вариантах для создания нагнетательного отверстия для нагнетания смазки (например, консистентной смазки) в проход 136 во время эксплуатации. Понятно, что в некоторых вариантах осуществления дополнительные уплотнительные узлы (например, вращающиеся уплотнения) можно включать в конструкцию прохода 136 для дополнительного сдерживания прохождения текучей среды (например, смазки, бурового раствора, и т.д.) из прохода 136 или в него во время буровых работ. Например, в некоторых вариантах осуществления дополнительные уплотнительные сальники включают в конструкцию либо на внутренней поверхности 136а, либо на цапфе 140, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Во время сборки долота 100 каждая цапфа 140 размещается в проходе 136 одной из шарошек 131, 132, 133 способом, описанным выше, и дополнительно крепится к нижней части 111 одной из лап 107. В частности, соединитель 144 на каждой цапфе 140 размещается с помощью резьбового крепления в отверстии 128, проходящем в набегающую поверхность 125 нижней части 111 одной из лап 107, для скрепления цапфы 140 и, таким образом, корпуса 130 с ней. В результате, каждая шарошка 131, 132, 133 может свободно вращаться вокруг своей соответствующей оси 135 во время проведения работ.
[0042] Вследствие установки на резьбе каждой цапфы 140 в отверстии 128, проходящем в набегающую поверхность 125 на нижней части 111 одной из лап 107, цапфы 140 разъемно установлены на нижней части 111 каждой лапы 107 так, что конические шарошки 131, 132, 133 можно быстро снимать с долота 100 вместе с их соответствующими цапфами 140. Другими словами, каждую цапфу 140 и соответствующую шарошку 131, 132, 133 можно отсоединять и удалять из соответствующей лапы 107 с помощью вывинчивания цапфы 140 из лапы 107. В результате, после выхода из строя или выработки эксплуатационного ресурса режущих элементов 150 на шарошках 131, 132, 133, оператор может поднимать долото 100 из скважины, удалять и заменять шарошки 131, 132, 133 посредством вывинчивания и завинчивания, соответственно, цапф 140 в отверстиях 128, при этом обеспечивая возобновление буровых работ без относительно дорогостоящей замены всего долота 100 и без повреждения цапф 140 или долота 100.
[0043] Пример специфических процедур удаления шарошки 131, установленной на нижней части 111 одной из лап 107, описан ниже; вместе с тем, понятно, что данные процедуры повторяются для каждой из других конических шарошек 132, 133 на других лапах 107. Конкретно, когда требуется снять конические шарошки 131 с нижней части 111 соответствующей лапы 107, удаляют уплотнительную крышку 148 из прохода 136, при этом обеспечивая доступ к приемному гнезду 141 для входа во взаимодействие. Приемное гнездо 141 имеет внутренний профиль, выполненный с размерами и формой для приема соответствующего ключа или другого инструмента для передачи крутящего момента на цапфу 140 во время процедур установки и снятия. В данном варианте осуществления внутренний профиль приемного гнезда 141 включает в себя множество плоских поверхностей, проходящих в осевом направлении вдоль соответствующей оси 135 от дальнего конца 140b. Во время данных операций следом за удалением уплотнительной крышки 148, ключ или другой подходящий инструмент (например, инструмент, выполненный с размерами и формой, соответствующими плоским поверхностям, образующим приемное гнездо 141) вставляется в приемное гнездо 141 и затем передает крутящий момент вокруг оси 135 для вывинчивания цапфы 140 из набегающей поверхности 125. Когда цапфу 140 вывинчивают из набегающей поверхности 125, переместившуюся вдоль оси 135 шарошку 131 вмещает создающая зазор выемка 126а на непосредственно примыкающей по окружности передней лапе 107 (т.е. на непосредственно примыкающей передней лапе 107 по направлению 103 породоразрушения). В данном варианте осуществления перемещенной вдоль оси шарошке 131 также обеспечено место, благодаря расположению набегающей поверхности 125 на соответствующей лапе 107 относительно тыльной поверхности 126 на непосредственно примыкающей передней лапе 107 под углом ϕ, как описано выше. В дополнение, в данном варианте осуществления, когда цапфа 140 полностью вывинчена из набегающей поверхности 125, шарошку 131 вращают относительно соответствующей лапы 107 по направлению 147 для удаления как шарошек 131, так и цапф 140 из долота 100. Данному вращению по направлению 147 также предоставляет место создающая зазор выема 126а, предотвращая взаимодействие режущих элементов 150 на шарошке 131 с тыльной поверхностью 126 на смежной по окружности лопасти 122. В результате, вследствие резьбового взаимодействия цапфы 140 и размера, формы и устройства создающей зазор выемки 126а на тыльной поверхности 126 непосредственно примыкающей передней лапы 107, соответствующих размеру, форме и устройству набегающей поверхности 125 на соответствующей лапе 107, шарошка 131 быстро удаляется из соответствующей лапы 107 на долоте 100 так, что ее можно отремонтировать и/или заменить для осуществления последующий буровых работ с помощью долота 100. Процедуры установки для шарошки 131 на соответствующей лапе 107 долота 100 являются просто выполнением операций, обратных перечисленным выше для удаления шарошки 131 и, поэтому, подробное описание данной процедуры не приводится.
[0044] Как также показано на фиг. 7, каждая центральная ось 135 конических шарошек 131, 132, 133 сориентирована под углом θ к соответствующей плоскости 110, сориентированной параллельно и содержащей ось 105, если смотреть на долото 100 вдоль оси 105. В целом, каждый угол θ предпочтительно имеет величину в диапазоне от 60° до 120°, и составляет более предпочтительно приблизительно 90° (т.е. 90° плюс/минус 5°). В данном варианте осуществления каждый угол θ составляет 90°. Таким образом, в данном варианте осуществления ось 135 каждой шарошки 131, 132, 133 параллельна направлению 103 резания долота 100 на соответствующей плоскости 110 (т.е. ось 135 параллельна касательной к окружности, образованной стрелкой 103 направления резания, как показано на фиг. 7). В дополнение, как показано на фиг 9, каждая из шарошек 131, 132, 133 установлена на набегающей поверхности 125 соответствующей лапы 107 так, что ее центральная ось 135 сориентирована под углом β к плоскости 110, если смотреть на долото 100 радиально или из точки, расположенной вдоль радиуса оси 105. В целом, угол β предпочтительно имеет величину в диапазоне от 60° до 120° и составляет, более предпочтительно, приблизительно 90° (т.е. 90° плюс/минус 5°). Как показано на фиг. 7 и 9, в данном варианте осуществления каждая шарошка 131, 132, 133 расположена так, что задняя поверхность 130а каждой шарошки 131, 132, 133 ближе к соответствующей плоскости 110, чем вершина 130b, и, дополнительно, каждая задняя поверхность 130а параллельна соответствующей плоскости 110.
[0045] В некоторых вариантах осуществления ориентацию режущей поверхности 152 каждого из режущих элементов 150 на одной или нескольких лопастях 121, 122, 123 и/или шарошках 131, 132, 133 можно разработать или выполнить с возможностью повышения их долговечности и эксплуатационного ресурса во время буровых работ. Пример показан на фиг. 10а-10с, где три являющиеся примером режущих элемента 150 сориентированы с отличающимися передними углами в продольной плоскости, когда они перемещаются или протаскиваются в направлении стрелки 151 по поверхности 15 (например, поверхности пласта). При использовании в данном документе к "переднему углу в продольной плоскости" режущей поверхности режущего элемента относится угол α, образованный между режущей поверхностью (например, режущей поверхностью 152) и линией, нормальной к поверхности разрушаемого материала пласта (например, поверхности 15). Как показано на фиг. 10b, когда передний угол α в продольной плоскости равен нулю, режущая поверхность 152 по существу перпендикулярна поверхности 15. Как показано на фиг. 10а, когда режущая поверхность 152 сориентирована под углом больше 90° к поверхности 15, передний угол α в продольной плоскости является отрицательным углом. Как показано на фиг. 10с, когда режущая поверхность 152 сориентирована под углом меньше 90° к поверхности 15, передний угол α в продольной плоскости является положительным углом.
[0046] Вообще говоря, чем больше передний угол α в продольной плоскости, тем менее агрессивен режущий элемент и меньше нагрузки, испытываемые режущим элементом 150. Следовательно, в случае, если каждая из режущих поверхностей 152 двух режущих элементов 150 имеет отрицательный передний угол α в продольной плоскости, режущий элемент 150 с более высоким значением отрицательного переднего угла α в продольной плоскости является более агрессивным; и в случае, если каждая из режущих поверхностей 152 двух режущих элементов 150 имеет положительный передний угол α в продольной плоскости, режущий элемент 150 с более высоким значением переднего угла α в продольной плоскости является менее агрессивным. В дополнение, в случае, если режущая поверхность 152 одного режущего элемента 150 имеет отрицательный передний угол α в продольной плоскости и режущая поверхность 152 другого режущего элемента 150 имеет положительный передний угол α в продольной плоскости, режущий элемент 150 с отрицательным передним углом α в продольной плоскости является более агрессивным. Таким образом, если все другие факторы не учитывать, режущий элемент 150, показанный на фиг. 10а, испытывает нагрузки больше, чем режущий элемент, показанный на фиг. 10b, и режущий элемент 150, показанный на фиг. 10b испытывает нагрузки больше, чем режущий элемент 150, показанный на фиг. 10с, когда каждый режущий элемент 150 перемещается или протаскивается по поверхности 15 в направлении 151. Поскольку варианты осуществления бурового долота (например, долота 100), раскрытые в данном документе, включают в себя увеличенное число имеющихся в наличии режущих элементов 150, которые подвергаются воздействию подземной породы во время работы, можно выбрать углы θ, β, обеспечивающие более агрессивный передний угол α в продольной плоскости по меньшей мере для некоторых режущих элементов 150, при этом поддерживая достаточный эксплуатационный ресурс. В дополнение, поскольку каждую из вращающихся шарошек 131, 132, 133 можно быстро удалять и заменять на долоте 100, а фиксированные лопасти 121, 122, 123 не являются быстросъемными и быстрозаменяемыми, в некоторых вариантах осуществления режущие элементы 150, установленные на фиксированные лопасти 121, 122, 123 можно выполнять имеющими менее агрессивный передний угол α в продольной плоскости (для содействия повышению долговечности), а режущие элементы 150, установленные на вращающихся шарошках 131, 132, 133, можно выполнять имеющими более агрессивный передний угол α в продольной плоскости (поскольку их можно заменить). Дополнительно, как также показано на фиг. 2, в некоторых вариантах осуществления передний угол в продольной плоскости (например, угол α) каждого из режущих элементов 150 на вращающихся шарошках 131, 132, 133 регулируется (например, с помощью изменения углов θ и β, описанных выше и показанных на фиг.7 и 8 и регулирования осевого размещения режущих элементов 150 от задней поверхности 130а вдоль осей 135) так, что когда каждая шарошка 131, 13, 133 вращается вокруг своей соответствующей оси 135, режущие элементы 150 последовательно взаимодействуют с боковой стенкой 55, угловым участком 56 и, наконец, дном 57 забоя ствола 11 скважины.
[0047] Как показано на фиг. 1-5, 7 и 8, во время буровых работ буровое долото 100 вращается вокруг расположенных на одной прямой осей 31, 105 в направлении 103 так, что режущие элементы 150, установленные на каждой из лопастей 121, 122, 123, и шарошки 131, 132, 133 взаимодействуют с пластом 12 для углубления ствола 11 скважины. Когда долото 100 вращается описанным способом, шарошки 131, 132, 133 также вращаются вокруг своих соответствующих осей 135 (см. фиг. 7 и 8) для открытия воздействию подземного пласта 12 каждого из режущих элементов 150, проходящих от поверхности 134. По меньшей мере в некоторых вариантах осуществления шарошки 131, 132, 133 расположены на долоте 100 так, что режущие элементы 150, установленные на них, взаимодействуют с углом 56 ствола 11 скважины, при этом увеличивая общее число режущих элементов 150, открытых воздействию угла 56 во время буровых работ. Понятно, что во время данных буровых работ режущие элементы 150 на шарошках 131, 132, 133 взаимодействуют с пластом 12 так, что режущие поверхности 15 откалывают его части для заглубления ствола 11 скважины. Данный вид скалывающего контакта между режущими элементами 150 и пластом 12 фундаментально отличается от контакта, получаемого режущими элементами (например, вставками, фрезерованными зубьями, и т.д.) установленными на обычном шарошечном долоте, которые, в отличие от указанного, выполнены с возможностью пробивать, долбить и дробить пласт (например, пласт 12).
[0048] Хотя конкретное устройство для установки с возможностью вращения каждой из конических шарошек 131, 132, 133 на нижней части 111 каждой лапы 107 показано на фиг. 8, понятно, что возможны другие устройства. Например, в некоторых вариантах осуществления беговую дорожку подшипника устанавливают в углублении 136 для несения радиально ориентированных нагрузок (относительно оси 135), передаваемых на шарошки 131, 132, 133, а также вращения корпуса 130 каждой шарошки 131, 132, 133 вокруг своих соответствующих осей 135 во время работы. В частности на фиг. 12 показан вариант осуществления долота 100 (показано и описано как долото 100А). Долото 100А является по существу одинаковым с долотом 100 описанным выше за исключением того что беговая дорожка 160 подшипника установлена в проходе 136 корпуса 130 каждой вращающейся шарошки 131 132 133. Дорожка 160 имеет в целом цилиндрическую форму и включает в себя первый или ближний конец 160а второй или дальний конец 160b и наружную цилиндрическую поверхность 164 проходящую между концами 160а 160b. В дополнение дорожка 160 включает в себя множество пальцев 166 проходящих в осевом направлении от ближнего конца 160а. В данном варианте осуществления пальцы 166 имеют в целом цилиндрическую форму; вместе с тем конкретная форма и пропорции пальцев 166 могут значительно варьироваться что согласуется с принципами раскрытыми в данном документе. Дополнительно хотя только два пальца 166 показаны на фиг 12 понятно что число пальцев 166 а также их расположение вдоль дорожки 160 может также варьироваться что согласуется с принципами раскрытыми здесь.
[0049] Как показано на фиг. 12, долото 100А также включает в себя цапфу 140А которая является по существу одинаковой с цапфой 140, описанной выше, за исключением того, что цапфа 140А имеет размеры и пропорции для установки с прилеганием в беговой дорожке подшипника 160, когда он установлен в проход 136 корпуса 130 (т.е. цапфа 140А является в целом радиально меньше или уже цапфы 140). В дополнение, вследствие в целом радиально более узкой формы цапфы 140А в сравнении с цапфой 140, образован кольцевой уступ 146 между концами 140а, 140b.
[0050] Во время сборки дорожка 160 насаживается на цапфу 140А так, что дальний конец 160b входит во взаимодействие с кольцевым уступом 146 или упирается в него. Затем цапфу 140А и дорожку 160 устанавливают в проходе 136 корпуса так, что наружная цилиндрическая поверхность 164 дорожки 160 скользит по внутренней поверхности 136а. В дополнение, дорожка 160 и цапфа 140А скрепляются в проходе 136 посредством взаимодействия блокирующих шаров 142 способом, аналогичным описанному выше для цапфы 140 долота 100 (см. фиг. 8). Затем, описанный выше резьбовой соединитель 144 на цапфе 140А взаимодействует с помощью резьбового соединения с внутренней частью отверстия 128 способом, аналогичным описанному выше для долота 100. В дополнение, когда цапфа 140А крепится резьбовым соединением к набегающей поверхности 125 на нижней части 111 одной из лап 107, как описано выше, кольцевой уступ 146 взаимодействует с дальним концом 160b так, что ближний конец 160а садится в канавке 127, проходящей в нижней набегающей поверхности 125 части 111. В дополнение, когда ближний конец 160а посажен в канавке 127, каждый из пальцев 166 посажен в одном из множества соответствующих расточенных отверстий 129, проходящих в канавке 127. В данном варианте осуществления, каждое из расточенных отверстий 129 имеет расположение и размеры для соответствия пальцам 166 на дорожке 160. Таким образом, во время буровых работ, когда корпус 130 вращается вокруг оси 135, дорожка 160 передает нагрузки, радиально направленные относительно оси 135 на другие части долота 100А посредством взаимодействия дорожки 160 и канавки 127. В дополнение, дорожка 160 фиксирована с возможностью поворота относительно долота 100А посредством взаимодействия пальцев 166 и расточенных отверстий 129.
[0051] В дополнение, для уменьшения общего числа компонентов некоторые варианты осуществления не включают в себя отдельной уплотнительной крышки 148. Например, на фиг. 13 показан вариант осуществления долота 100 (показано и описано как долото 100В). Долото 100В является по существу одинаковым с долотом 100А, описанным выше, за исключением того, что не включает в себя уплотнительной крышки 148 для уплотнения внутреннего прохода 136 во время работы. Вместо этого содержится уплотнительный узел 170 для эффективной изоляции прохода 136 от скважинной окружающей среды. В частности, узел 170 включает в себя кольцевой уплотнительный сальник 172, проходящий по окружности вдоль поверхности 136а, и уплотнительный элемент 174, установленный в сальнике 172. В некоторых вариантах осуществления уплотнительный элемент 174 содержит кольцевую прокладку круглого сечения или любое другое подходящее уплотнение, выполненное с возможностью поворота; вместе с тем, можно использовать любой уплотнительный элемент, подходящий для сдерживания и/или предотвращения прохождения потока текучей среды между сцепленными поверхностями, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. В дополнение, долото 100В также включает в себя цапфу 140В, которая по существу является одинаковой с цапфой 140А, описанной выше, за исключением того, что цапфа 140В удлинена в осевом направлении так, что проходит до точки, расположенной вблизи вершины 130b корпуса 130. Во время работы, когда цапфа 140В и дорожка 160, описанные выше, размещаются в проходе 136, уплотнительный элемент 174 входит во взаимодействие как с цапфой 140В, так и с сальником 172, так что образуется статическое уплотнение между сальником 172 и элементом 174, и образуется динамическое уплотнение между элементом 174 и цапфой 140В для эффективной изоляции прохода 136 от скважинной окружающей среды.
[0052] Описанным способом в вариантах осуществления буровых долот, описанных в данном документе (например, долот 100, 100А, 100В, 200), значительно увеличено число режущих элементов 150, которые подвергаются воздействию пласта 12 (в особенности угла 56). В результате, эксплуатационный ресурс долота, разработанного согласно принципам, раскрытым в данном документе, увеличивается так, что время между требуемыми рейсами бурильной колонны 31 для замены и/или ремонта бурового долота также значительно увеличивается, при этом уменьшается общая стоимость буровых работ. В дополнение, поскольку цапфы 140, 140А, 140В и, следовательно, шарошки 131, 132, 133 разъемно соединены с долотом 100, 100А, 100В, соответственно, способом, описанным выше, оператор может просто заменять конические шарошки 131, 132, 133 при выходе из строя или выработке эксплуатационного ресурса режущих элементов 150, установленных на них, при этом дополнительно уменьшается общая стоимость буровых работ.
[0053] Хотя варианты осуществления, раскрытые в данном документе, включают в себя лапы 107 с нижними частями 111, которые встречаются или взаимодействуют друг с другом на оси 105, понятно, что в других вариантах осуществления нижние части 111 могут не встречаться или не взаимодействовать друг с другом данным способом и могут вместо этого заканчиваться в точке, расположенной на расстоянии в радиальном направлении от оси 105, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. В дополнение понятно, что в некоторых вариантах осуществления долото 100 включает в себя больше или меньше трех фиксированных лопастей 121, 122, 123, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Дополнительно, хотя варианты осуществления, показанные и описанные в данном документе, включают в себя лопасти 121, 122, 123, каждая из которых включает в себя режущие элементы 150, понятно, что в некоторых вариантах осуществления (например, см. долото 200 на фиг. 11) одна или несколько фиксированных лопастей 121, 122, 123 не включают в себя режущие элементы 150, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Также дополнительно, хотя варианты осуществления, раскрытые в данном документе включают в себя цапфы 140, 140А, 140В, разъемно соединяющиеся с долотом 100, 100А, 100В, соответственно, понятно, что другие варианты осуществления включают в себя цапфы, выполненные неразъемно с долотом (например, долотом 100, 100А, 100В, 200), что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Например, некоторые варианты осуществления включают в себя цапфы (например, цапфы 140, 140А, 140В), которые приварены к нижней части 111 одной из лап 107. Также, в некоторых вариантах осуществления число и расположение рядов режущих элементов 150 на каждый шарошке 131, 132, 133 можно спроектировать такими, что шарошки 131, 132, 133 могут взаимодействовать с одной или несколькими частями 55, 56, 57 ствола 11 скважины во время буровых работ. Также понятно, что в некоторых вариантах осуществления обычные роликовые подшипники можно применять в качестве опор для вращения каждой из шарошек 131, 132, 133 вокруг связанных осей 135 либо в дополнение или взамен конкретных опорных устройств, описанных выше, что согласуется с принципами, раскрытыми в данном документе. Дополнительно понятно, что в некоторых вариантах осуществления можно применять обычные мягкие маслобаки (или аналогичные устройства) для подачи смазки (например, масла, консистентной смазки) на шарошки 131, 132, 133 для дополнительного облегчения их вращения вокруг осей 135 во время буровых работ.
[0054] Хотя показаны и описаны предпочтительные варианты осуществления, специалист в данной области техники может выполнять их модификации без отхода от объема или идей данного документа. Варианты осуществления, описанные в данном документе, являются только примерами, и не создают ограничений. Многие вариации и модификации систем, устройств и способов, описанных в данном документе, являются возможными и входят в объем данного изобретения. Например, относительные размеры различных частей, материалы, из которых различные части изготовлены, и другие параметры можно варьировать. Соответственно, объем защиты не ограничен вариантами осуществления, описанными в данном документе, но определен только приведенной ниже формулой изобретения, объем которой должен включать в себя все эквиваленты объекта изобретения по пунктам формулы. Если иное специально не указано, этапы в пункте способа можно выполнять в любом порядке. Указание идентификаторов, например (а), (b), (с) или (1), (2), (3) перед этапами способа не предназначено для указания и не указывает конкретного порядка этапов, но применяется для упрощения последующих ссылок на такие этапы.