БУРОВАЯ ШТАНГА, БУРОВОЕ ДОЛОТО И БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
DRILL ROD, DRILL BIT AND DRILLING TOOL

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к буровой штанге, буровому долоту и бурильному инструменту, используемому для бурения в породе и осадочных отложениях, проходки туннелей и другого строительства, решения различных строительных задач, установки анкеров, фундаментных свай и подобного или работ по дроблению камня.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Для бурения породы, осадочных отложений и других материалов, подлежащих бурению, используется бурильный инструмент, который состоит из буровых долот с множеством округлых зубьев, выполненных из цементированного карбида и других твердых материалов и буровых штанг для несения буровых долот. На ближнем конце бурового долота формируется посадочное гнездо, имеющее внутреннюю резьбу на внутренней периферийной поверхности. На дальнем конце буровой штанги имеется соединительный участок с наружной резьбой на наружной периферийной поверхности. В бурильном инструменте из буровой штанги и бурового долота формируется единый блок с помощью свинчивания наружной резьбы соединительного участка буровой штанги с внутренней резьбой посадочного гнезда бурового долота.
В последние годы спрос на выполнение высокоскоростного бурения привел к требованиям более высокой эффективности выполнения задач бурения с улучшенными показателями работы бурового оборудования и возросшей скоростью бурения. Однако в обычном бурильном инструменте используется малый диаметр соединительного участка буровых штанг для обеспечения адекватной толщины стенки для буровых долот в силу того, что при монтаже такого бурильного инструмента на буровое оборудование и бурения породы и тому подобного, при повышении скорости бурения увеличивается нагрузка на долото и существуют опасения, что такая нагрузка может вызвать повреждение буровой штанги. С другой стороны, когда увеличивается диаметр буровой штанги, толщина стенки бурового долота уменьшается и таким образом появляется проблема возможного повреждения бурового долота. В частности, когда буровая штанга обрывается, буровое долото и тому подобное остается на забое пробуренного ствола, при этом их извлечение влечет за собой значительные усилия и затраты времени, что является неэкономичным. В результате, существует необходимость в повышении жесткости буровых штанг.
В публикации WO 00/19056 раскрыто изобретение, в котором с помощью формирования соединительного участка буровой штанги конической формы и использования конической резьбы для свинчивания может обеспечиваться толщина стенки бурового долота на дальнем конце бурильного инструмента с увеличением диаметра буровой штанги на ближнем конце бурильного инструмента, у которого увеличивается напряжение при изгибе, приложенное к буровой штанге, для улучшения жесткости буровой штанги и бурового долота и предотвращения повреждения бурильного инструмента вследствие нагрузки.
Однако в случае известного бурильного инструмента, описанного в указанной публикации, поскольку соединительный участок буровой штанги является коническим и свинчивание производится с использованием резьбы конической формы, возможно то, что ударные нагрузки во время бурения легко могут стать причиной разъединения бурового долота и буровой штанги. В дополнение к этому станочная обработка для формирования конической резьбы является сложной и стоимость изготовления таких буровых штанг будет увеличенной.
Также, поскольку участок снятия напряжений формируется на дальнем конце бурового долота, то есть у нижнего участка посадочного гнезда, для нарезания внутренней резьбы на дальнем конце бурового долота формируется участок с двойной стенкой, и, несмотря на формирование резьбы конической формы, возможно, что нагрузка на бурильный инструмент может стать причиной повреждения бурового долота.
В публикации WO 2004/003334 раскрыта буровая штанга, содержащая соединительный участок, выступающий к дальнему концу буровой штанги, проходящий вдоль первой осевой линии и включающий в себя участок наружной цилиндрической резьбы, в котором минимальное расстояние от первой осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии, является постоянным, и концевой участок наружной резьбы, являющийся продолжением ближнего конца участка наружной цилиндрической резьбы, в котором минимальное расстояние от первой осевой линии увеличивается с приближением к ближнему концу концевого участка, при этом соединительный участок выполнен так, что минимальное расстояние не уменьшается с приближением от дальнего конца к ближнему концу участка наружной цилиндрической резьбы, и ближний конец концевого участка наружной резьбы расположен на поверхности, где расстояние от первой осевой линии постепенно увеличивается с приближением от наружной цилиндрической резьбы к участку ближнего конца.
Конструкция вышеописанной штанги не обеспечивает ее достаточной жесткости.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Целью настоящего изобретения является создание буровой штанги, бурового долота и бурильного инструмента, обеспечивающих жесткость буровой штанги и бурового долота и эффективное бурение с повышенной скоростью без разъединения бурового долота и буровой штанги вследствие ударных нагрузок в процессе бурения.
Для достижения вышеописанной цели буровая штанга настоящего изобретения имеет соединительный участок, выступающий к дальнему концу буровой штанги, проходящий вдоль первой осевой линии и включающий в себя участок наружной цилиндрической резьбы, в котором минимальное расстояние от первой осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии, является постоянным, и концевой участок наружной резьбы, являющийся продолжением ближнего конца участка наружной цилиндрической резьбы, в котором минимальное расстояние от первой осевой линии увеличивается с приближением к ближнему концу концевого участка, при этом соединительный участок выполнен так, что минимальное расстояние не уменьшается с приближением от дальнего конца к ближнему концу участка наружной цилиндрической резьбы, и ближний конец концевого участка наружной резьбы расположен на поверхности, где расстояние от первой осевой линии постепенно увеличивается с приближением от наружной цилиндрической резьбы к участку ближнего конца, при этом радиус кривизны участка канавки резьбы в концевом участке наружной резьбы, на плоскости сечения, включающей в себя первую осевую линию, превышает радиус кривизны участка канавки наружной резьбы, сформированной на участке наружной цилиндрической резьбы, на плоскости сечения, включающей в себя первую осевую линию.
Поскольку в указанной буровой штанге участок выреза в концевом участке наружной резьбы может быть выполнен небольшим, и жесткость буровой штанги может быть надежно увеличена.
Буровое долото настоящего изобретения имеет посадочное гнездо, открытое в сторону ближнего конца бурового долота, проходящее вдоль второй осевой линии, включающее в себя участок внутренней цилиндрической резьбы, в котором максимальное расстояние от второй осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии, является постоянным, и концевой участок внутренней резьбы, являющийся продолжением дальнего конца участка внутренней цилиндрической резьбы, в котором максимальное расстояние от второй осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии, уменьшается с приближением к дальнему концу концевого участка, при этом посадочное гнездо выполнено так, что максимальное расстояние не уменьшается, приближаясь от дальнего конца к ближнему концу такового, и дальний конец концевого участка внутренней резьбы расположен на поверхности, где расстояние от второй осевой линии меньше, чем такое расстояние для участка внутренней цилиндрической резьбы.
Бурильный инструмент настоящего изобретения имеет описанную выше буровую штангу и описанное выше буровое долото и скомпонован свинчиванием участка наружной цилиндрической резьбы буровой штанги с участком внутренней цилиндрической резьбы бурового долота.
Согласно настоящему изобретению, поскольку буровая штанга имеет соединительный участок, сформированный так, что минимальное расстояние от первой осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии, является не меньше на стороне ближнего конца по сравнению со стороной дальнего конца, то высокая жесткость может обеспечиваться на участке ближнего конца, в котором напряжение при изгибе, действующем на буровую штангу, является высоким, и, кроме того, отсутствует участок снятия напряжений, имеющий меньший диаметр, посредине соединительного участка, так что предотвращается обрыв буровой штанги.
Дополнительно в буровой штанге концевой участок наружной резьбы, который не свинчивается с внутренней резьбой, располагается на поверхности, где расстояние от первой осевой линии постепенно увеличивается с приближением от участка наружной цилиндрической резьбы к ближней концевой стороне, так что обеспечивается высокая жесткость на концевом участке наружной резьбы.
Дополнительно в буровой штанге формируется участок наружной цилиндрической резьбы, чтобы при действии силы, вызывающей разъединение бурового долота и буровой штанги вследствие ударных нагрузок во время бурения, предотвращается отделение бурового долота. Дополнительно изготовление наружной резьбы является простым и буровая штанга может изготовляться с низкой стоимостью.
В вышеописанной буровой штанге предпочтительно, чтобы длина концевого участка наружной резьбы вдоль направления первой осевой линии была меньше или равна шагу Р резьбы участка наружной цилиндрической резьбы. В этом случае концевой участок наружной резьбы, который не участвует в свинчивании резьбы, не будет излишне длинным, и увеличивается жесткость буровой штанги.
В вышеописанной буровой штанге предпочтительно, чтобы длина соединительного участка от поверхности дальнего конца соединительного участка до ближнего конца участка наружной цилиндрической резьбы вдоль первой осевой линии составляла 2,5×D или меньше, где D является меньшим диаметром участка наружной цилиндрической резьбы. В этом случае величина напряжения при изгибе на участке канавки резьбы у ближнего конца участка наружной цилиндрической резьбы может уменьшаться, и разрушение участка наружной цилиндрической резьбы может предотвращаться.
Дополнительно в данной буровой штанге предпочтительно, чтобы длина участка наружной цилиндрической резьбы вдоль направления первой осевой линии составляла 3,8хР или больше, где Р является шагом резьбы участка наружной цилиндрической резьбы. В этом случае сохраняется необходимое количество выступов резьбы на участке наружной цилиндрической резьбы. Следовательно, нагрузка, действующая на каждый выступ резьбы, может уменьшаться, так что ранний износ резьбы на участке наружной цилиндрической резьбы и концентрированные напряжения вследствие крутящего момента скрепления могут распределяться и может увеличиваться срок службы буровой штанги.
Согласно буровому долоту настоящего изобретения посадочное гнездо формируется так, что максимальное расстояние от второй осевой линии на плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии, не становится малым на стороне ближнего конца в сравнении со стороной дальнего конца для обеспечения достаточной толщины стенки на участке дальнего конца, на котором на буровое долото действуют ударные нагрузки, и жесткость бурового долота могла быть увеличена. Дополнительно отсутствует участок снятия напряжений, на котором толщина стенки становится малой, посредине посадочного гнезда для предотвращения повреждения бурового долота.
Дополнительно концевой участок внутренней резьбы, который не свинчивается с наружной резьбой, расположен на поверхности, где расстояние от второй осевой линии уменьшено по сравнению с расстоянием для участка внутренней цилиндрической резьбы, чтобы обеспечивалась необходимая толщина стенки у концевого участка внутренней резьбы и увеличивалась жесткость.
Дополнительно формируется участок внутренней цилиндрической резьбы, чтобы даже когда вследствие ударной нагрузки во время бурения действует сила, стремящаяся разъединить буровое долото и буровую штангу, предотвращалось разъединение бурового долота и буровой штанги; и обеспечивалось легкое выполнение внутренней резьбы и изготовление бурового долота с низкими затратами.
В этом буровом долоте предпочтительно, чтобы радиус кривизны участка канавки резьбы в концевом участке внутренней резьбы на плоскости сечения, включающей в себя вторую осевую линию, превышал радиус кривизны участка выступа резьбы, сформированной на участке внутренней цилиндрической резьбы, на плоскости сечения, включающей в себя вторую осевую линию. В этом случае стенки концевого участка внутренней резьбы могут быть выполнены толстыми и жесткость бурового долота может быть надежно увеличена.
В этом буровом долоте предпочтительно, чтобы длина концевого участка внутренней резьбы вдоль направления второй осевой линии была меньше или равна шагу Р резьбы участка внутренней цилиндрической резьбы. В этом случае концевой участок внутренней резьбы, который не участвует в свинчивании резьбы, не является слишком длинным и жесткость бурового долота может быть дополнительно увеличена.
Согласно бурильному инструменту настоящего изобретения, описанному выше, поскольку буровая штанга и буровое долото, имеющие жесткость, как описано выше, свинчиваются вместе, повреждение бурового долота вследствие нагрузки, действующей на бурильный инструмент, может предотвращаться и, более того, может предотвращаться обрыв буровой штанги вследствие того, что предотвращается напряжение при изгибе. Следовательно, может быть создан бурильный инструмент с повышенной скоростью и эффективностью бурения.
Для бурильного инструмента предпочтительно, чтобы при свинчивании буровой штанги и бурового долота расстояние между дальним концом участка наружной цилиндрической резьбы и ближним концом концевого участка внутренней резьбы по направлению вдоль первой осевой линии превышало расстояние между дальним концом концевого участка наружной резьбы и ближним концом участка цилиндрической внутренней резьбы вдоль первой осевой линии. В этом случае происходит вдавливание участка ближнего конца цилиндрической внутренней резьбы бурового долота концевым участком наружной резьбы предпочтительно над вдавливанием участка дальнего конца наружной цилиндрической резьбы буровой штанги концевым участком внутренней резьбы. Следовательно, вдавливание происходит около участка отверстия посадочного гнезда так же, как разделение и другие режимы бурового долота и буровой штанги.
Буровые долота непосредственно контактируют с материалами, подлежащими бурению, такими, как основные породы, и поэтому их срок службы меньше, чем у буровых штанг. Поэтому первоначальным вдавливанием резьбы на участке цилиндрической внутренней резьбы бурового долота предотвращается вдавливание участка наружной цилиндрической резьбы буровой штанги, при этом продлевается срок службы буровой штанги. Для надежного и успешного выполнения упомянутого выше предпочтительно, чтобы твердость буровой штанги устанавливалась большей, чем твердость бурового долота. Более конкретно, предпочтительно, чтобы разница в твердости между буровым долотом и буровой штангой была больше или равна 6 единицам по шкале С Роквелла.
В вышеописанном бурильном инструменте предпочтительно выполнить первую наклонную поверхность, сформированную на ближнем конце соединительного участка буровой штанги, в которой расстояние от первой осевой линии на плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии, постепенно увеличивалось с приближением к ближнему концу, и вторую наклонную поверхность, сформированную на участке ближнего конца посадочного гнезда бурового долота, в которой расстояние от второй осевой линии в плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии, постепенно увеличивалось с приближением к ближнему концу, и предпочтительно, чтобы при совпадении первой осевой линии и второй осевой линии первая наклонная поверхность и вторая наклонная поверхность были разъединенными, и при смещении первой осевой линии и второй осевой линии, чтобы не совпадать, первая наклонная поверхность и вторая наклонная поверхность контактировали. В этом случае, когда напряжение при изгибе действует на буровую штангу, так что имеется смещение, при котором первая осевая линия буровой штанги не совпадает со второй осевой линией бурового долота, первая наклонная поверхность и вторая наклонная поверхность находятся в контакте и напряжение изгиба может приниматься на участке буровой штанги на стороне ближнего конца, где диаметр большой и жесткость высокая, так что обрыв буровой штанги и повреждение резьбы, вызванное напряжением при изгибе, могут надежно предотвращаться.
Согласно настоящему изобретению буровая штанга, буровое долото и бурильный инструмент могут обеспечить высокую жесткость в буровой штанге и буровом долоте, увеличение скорости и эффективности бурения могли быть повышены и задачи бурения могли выполняться эффективно и предотвращаться разъединение бурового долота и буровой штанги вследствие ударной нагрузки во время бурения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 изображает вид сбоку в разрезе бурильного инструмента первого варианта осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 - вид сбоку буровой штанги бурильного инструмента, показанного на фиг.1;
фиг.3 - поясняющий вид концевого участка наружной резьбы буровой штанги, показанной на фиг.2;
фиг.4 - вид сбоку в разрезе бурового долота бурильного инструмента, показанного на фиг.1;
фиг.5 - дальний конец бурового долота, показанного на фиг.4;
фиг.6 - вид сбоку в разрезе бурильного инструмента второго варианта осуществления настоящего изобретения;
фиг.7 - вид сбоку в разрезе бурового долота бурильного инструмента, показанного на фиг.6;
фиг.8 - диаграмма результатов анализа методом конечных элементов.
ЛУЧШИЙ ВАРИАНТ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Ниже пояснены варианты осуществления настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. На фиг.1 показан бурильный инструмент первого варианта осуществления настоящего изобретения, на фиг.2 и фиг.3 показана буровая штанга, используемая в бурильном инструменте в настоящем варианте осуществления изобретения, на фиг.4 и фиг.5 показано буровое долото, используемое в бурильном инструменте в настоящем варианте осуществления изобретения.
Бурильный инструмент 10 монтируется на буровом оборудовании для бурения основной породы и других материалов, подлежащих бурению, и как показано на фиг.1, использует буровое долото 30, непосредственно воздействующее на материал, подлежащий бурению, и буровую штангу 20, которая несет буровое долото 30.
Как показано на фиг.2, буровая штанга 20 имеет корпус 21 штанги в виде шестигранной колонны, проходящий вдоль первой осевой линии С1, и соединительный участок 22, проходящий от дальнего конца корпуса 21 штанги (справа на фиг.2) вдоль первой осевой линии С1.
Соединительный участок 22 имеет участок 23 малого диаметра, сформированный на участке дальнего конца и имеющий самый малый диаметр, и участок 25 наружной цилиндрической резьбы, являющийся продолжением ближнего конца участка 23 малого диаметра, присоединенный к нему первым участком 24 увеличения диаметра, ближний конец участка 25 наружной цилиндрической резьбы является продолжением корпуса 21 штанги через вторую часть 26 увеличенного диаметра.
Наружная резьба с шагом Р1, имеющая постоянный внутренний диаметр, формируется на наружной периферийной поверхности участка 25 наружной цилиндрической резьбы. На этом участке 25 наружной цилиндрической резьбы высоты выступов резьбы и глубины канавок резьбы являются постоянными. Длина L1 участка 25 наружной цилиндрической резьбы вдоль направления первой осевой линии С1 устанавливается такой, что относительно шага Р1 резьбы L1≥3,8×P1. Длина L вдоль направления первой осевой линии С1 от поверхности дальнего участка 23 малого диаметра до ближнего конца участка 25 наружной цилиндрической резьбы устанавливается такой, чтобы относительно внутреннего диаметра D участка 25 наружной цилиндрической резьбы L≥2,5×D.
Ближний конец наружной резьбы, сформированной на участке 25 наружной цилиндрической резьбы, продолжается концевым участком наружной резьбы (незавершенная резьба) 27, сформированным у дальнего конца второго участка 26 увеличенного диаметра.
Как показано на фиг.3, концевой участок 27 наружной резьбы сформирован так, что расстояние от первой осевой линии С1 до участков выступов резьбы растет постепенно с приближением к стороне ближнего конца. Радиус кривизны R2 участка канавки резьбы на плоскости сечения, включающей в себя первую осевую линию С1, на концевом участке 27 наружной резьбы превышает радиус кривизны R1 участка канавки резьбы на плоскости сечения, которая содержит первую осевую линию С1, наружной резьбы, сформированной на участке 25 наружной цилиндрической резьбы. Длина I1 концевого участка 27 наружной резьбы в направлении первой осевой линии С1 меньше или равна шагу Р1 резьбы. На фиг.3 форма концевого участка 27 наружной резьбы указывается сплошной линией, а форма участка незавершенной резьбы, получающаяся, когда участок 25 наружной цилиндрической резьбы заканчивается без увеличения диаметра, указывается пунктиром.
В настоящем варианте осуществления изобретения машинная обработка наружной резьбы выполнялась следующим образом. В состоянии, когда режущий инструмент закреплен на месте, посредством перемещения соединительного участка 22 в направлении вдоль первой осевой линии С1 со скоростью одного шага резьбы за время одного поворота формируется наружная резьба с шагом Р1 на наружной периферийной поверхности соединительного участка 22 (участок 25 наружной цилиндрической резьбы). Концевой участок 27 наружной резьбы второго участка 26 увеличенного диаметра формировался с постепенным втягиванием режущего инструмента для перемещения концевого участка и участка расширения диаметра от первой осевой линии С1.
При формировании концевого участка 27 наружной резьбы таким способом радиус кривизны R2 канавок резьбы на плоскости сечения, которая содержит первую осевую линию С1, превышает радиус кривизны R1 канавок резьбы, сформированной на участке 25 наружной цилиндрической резьбы, на плоскости сечения, включающей в себя первую осевую линию С1. То есть, если угол α является углом, образованным вторым участком 26 увеличенного диаметра с участком 25 наружной цилиндрической резьбы, тогда шаг Р2 на конусной поверхности второго участка 26 увеличенного диаметра относительно шага Р1 на участке 25 наружной цилиндрической резьбы равен P1/cosα, являясь большим, в силу чего радиус кривизны R2 также является большим.
Соединительный участок 22 буровой штанги 20 формируется так, что включая в себя участки канавок наружной резьбы, сформированные на описанном выше участке 25 наружной цилиндрической резьбы и концевом участке 27 наружной резьбы, минимальное расстояние от первой осевой линии С1, на плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии С1, не является меньше на стороне ближнего конца, чем на стороне дальнего конца.
В буровой штанге 20 формируется канал 28 для подачи текучей среды, проходящий вдоль первой осевой линии С1 и открывающийся в дальней поверхности конца буровой штанги 20.
Как показано на фиг.4 и фиг.5, буровое долото 30 формируется с наружной поверхностью, по существу, в виде колонны круглого сечения, участок дальнего конца (справа на фиг.4) является участком 31 с режущими кромками, который непосредственно воздействует на основную породу или другой материал, подлежащий бурению, и разрушает этот материал. Участок 31 с режущими кромками формируется так, что с приближением к дальнему концу его внешний диаметр постепенно увеличивается. Поверхность дальнего конца участка 31 с режущими кромками создается с центральной круговой поверхностью 32, ортогональной второй осевой линии С2 бурового долота 30 и кольцевой поверхностью 33, являющейся продолжением внешнего диаметра центральной круговой поверхности 32, с небольшим наклоном радиально наружу и в сторону ближнего конца.
Множество режущих вставок 34 в виде полусфер, выполненных из твердого материала, такого как цементированный карбид или аналогичный, встраивается в центральную круговую поверхность 32. Дополнительно в центральной круговой поверхности 32 формируется множество отверстий 35А каналов 35 для выпуска текучей среды, которые сообщаются с посадочным гнездом 40, описанным ниже. В настоящем варианте осуществления изобретения, как показано на фиг.5, три режущие вставки 34 расположены через равные интервалы в диаметральном направлении (с интервалами 120°), и дополнительно три отверстия 35А выполнены через равные интервалы в диаметральном направлении (с интервалами 120°). Сферические вставки 34 и отверстия 35А располагаются с чередованием в диаметральном направлении.
Множество режущих вставок 36 в виде полусфер, сформированных из твердого материала, такого как цементированный карбид или аналогичный, с внешними диаметрами, превышающими диаметры вставок 34, встроенных в центральную круговую поверхность 32, внедрены в кольцевую поверхность 33. Осевые линии вставок 36 пересекают кольцевую поверхность 33. То есть эти вставки 36 большого диаметра располагаются так, что их полусферические торцы обращены к дальнему концу бурового долота 30 и радиально наружу.
В настоящем варианте осуществления изобретения, как показано на фиг.5, три пары 37 вставок, включающие в себя по две вставки 36 большого диаметра, как один комплект, расположены через равные интервалы по направлению вдоль окружности.
Между этими парами 37 вставок большого диаметра образованы канавки 38 выброса отходов бурения, которые вдавлены внутрь в радиальном направлении и проходят от дальнего конца к ближнему концу. Между двумя вставками 36 большого диаметра, которые образуют каждую пару 37 вставок большого диаметра, выполнены вторые канавки 39 выброса отходов бурения, более мелкие, чем первые канавки 38 выброса отходов бурения. В настоящем варианте осуществления изобретения первые канавки 38 расположены через равные интервалы по направлению вдоль окружности (с интервалами 120°), и вторые канавки 39 расположены через равные интервалы по направлению вдоль окружности (с интервалами 120°), с расположением по направлению вдоль окружности с чередованием первых канавок 38 и вторых канавок 39.
В буровом долоте 30 сформировано посадочное гнездо 40, которое открывается к ближнему концу (левой стороне на фиг.4) и проходит вдоль второй осевой линии С2. Посадочное гнездо 40 включает в себя канал 41 малого диаметра, сформированный на дальнем конце, первый канал 42 увеличенного диаметра, который соединяется с ближним концом канала 41 малого диаметра, участок 43 внутренней цилиндрической резьбы, являющийся продолжением ближнего конца первого канала 42 увеличения диаметра, и второй канал 44 увеличенного диаметра, который является продолжением ближнего конца участка 43 внутренней цилиндрической резьбы. Посадочное гнездо 40 открывается на ближнем конце бурового долота 30.
Внутренняя резьба с постоянным внутренним диаметром и шагом Р1 резьбы формируется на участке 43 внутренней цилиндрической резьбы. L2 является длиной участка 43 внутренней цилиндрической резьбы вдоль первой осевой линии С1. На участке 43 внутренней цилиндрической резьбы высоты выступов резьбы и глубины канавок являются постоянными.
Дальний конец наружной резьбы, сформированной на участке 43 внутренней цилиндрической резьбы, продолжается концевым участком 45 внутренней резьбы, сформированным от первого канала 42 увеличенного диаметра до канала 41 малого диаметра. Концевой участок 45 внутренней резьбы сформирован так, что расстояние от второй осевой линии С2 на участке до резьбовых канавок постепенно уменьшается с приближением к дальнему концу. Радиус кривизны участка резьбовых канавок в концевом участке 45 внутренней резьбы, на плоскости сечения, содержащей вторую осевую линию С2, превышает радиус кривизны участка резьбовых канавок участка 43 внутренней цилиндрической резьбы в плоскости сечения, которая содержит первую осевую линию С2. Длина отрезка 12 вдоль направления второй осевой линии С2 концевого участка 45 внутренней резьбы меньше или равна шагу Р1 резьбы.
Посадочное отверстие 40 бурового долота 30 сформировано таким, что максимальное расстояние от второй осевой линии С2 в плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии С2, включающее в себя участки канавок внутренней резьбы, сформированные на описанном выше участке 43 внутренней цилиндрической резьбы и концевом участке 45 внутренней резьбы, не меньше на стороне ближнего конца, чем на стороне дальнего конца.
На дальнем конце канала 41 малого диаметра создан соединительный канал 46, проходящий вдоль второй осевой линии С2 и соединяющийся с отверстиями 35 выброса текучей среды.
При свинчивании буровой штанги 20 и бурового долота 30 собирается бурильный инструмент 10 настоящего варианта осуществления изобретения.
При вставлении соединительного участка 22 буровой штанги 20 в посадочное гнездо 40 бурового долота 30 и свинчивании участка 43 внутренней цилиндрической резьбы с участком 25 наружной цилиндрической резьбы буровая штанга 20 и буровое долото 30 соединяются так, что первая осевая линия С1 буровой штанги 20 и вторая осевая линия С2 бурового долота 30 совпадают. Поверхность дальнего конца участка 23 малого диаметра буровой штанги 20 соприкасается с поверхностью дна канала 41 малого диаметра бурового долота 30, и канал 28 подачи текучей среды и соединительный канал 46 соединяются.
В бурильном инструменте 10 при свинченных буровой штанги 20 и бурового долота 30 поверхность дальнего конца участка 23 малого диаметра буровой штанги 20 соприкасается с поверхностью дна канала 41 малого диаметра бурового долота 30, расстояние D1 вдоль первой осевой линии С1 (второй осевой линии С2) между дальним концом M1 участка 25 наружной цилиндрической резьбы и ближним концом F1 концевого участка 45 внутренней резьбы устанавливается больше, чем расстояние D2 вдоль направления первой осевой линии С1 (второй осевой линии С2) между дальним концом М2 концевой части 27 наружной резьбы и ближним концом F2 участка 43 внутренней цилиндрической резьбы, как показано на фиг.1.
В настоящем варианте осуществления изобретения твердость буровой штанги 20 устанавливается более высокой, чем твердость бурового долота 30, с разницей больше или равной 6 единицам шкалы С Роквелла.
Бурильный инструмент 10, скомпонованный таким образом, монтируется на буровом оборудовании (не показано) ближним концом буровой штанги 20, приводимым в действие ударным устройством, предусмотренным в буровом оборудовании, прилагающим ударную силу и усилие осевой подачи с вращением буровой штанги 20 вокруг первой осевой линии С1. Сила вращения, сила ударной нагрузки и сила осевой подачи передаются от буровой штанги 20 на буровое долото 30 и буровое долото 30 воздействует на материал, подлежащий бурению, такой как основная порода, или аналогичный, вращаясь вокруг второй осевой линии С2. При этом материал, подлежащий бурению, дробится и бурится режущими вставками 34 и режущими вставками 36 большого диаметра, встроенными в участок дальнего конца бурового долота 30.
В это время текучая среда, подаваемая от бурового оборудования в канал 28, проходит через канал 46 и выбрасывается из отверстий 35А в дальнем конце бурового долота 30, при этом отходы бурения выбрасываются наружу через первые канавки 38 и вторые канавки 39 выброса отходов бурения.
В результате приложения усилия осевой подачи к буровому долоту 30 с повторяющимся воздействием на материал, подлежащий бурению, нагрузка силы реакции на воздействие прилагается к буровому долоту 30 и буровой штанге 20.
Согласно бурильному инструменту 10 настоящего варианта осуществления изобретения соединительный участок 22 буровой штанги 20 формируется таким, что минимальное расстояние от первой осевой линии С1 в плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии С1, не меньше на стороне ближнего конца в сравнении с расстоянием на стороне дальнего конца, так что обеспечивается адекватная величина наружного диаметра на участке ближнего конца буровой штанги 20, который подвергается большим напряжениям при изгибе во время бурения. Дополнительно участок снятия напряжений, приводящий к неадекватной жесткости, не формируется, так что предотвращается обрыв буровой штанги 20 вследствие таких напряжений при изгибе.
Дополнительно посадочное гнездо 40 бурового долота 30 формируется так, что максимальное расстояние от второй осевой линии С2 до внутренней поверхности посадочного гнезда 40 на плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии С2, не меньше на стороне ближнего конца в сравнении со стороной дальнего конца. Следовательно, адекватная толщина стенки может обеспечиваться на участке дальнего конца бурового долота 30, который подвергается самым большим нагрузкам в буровом долоте 30 во время бурения. Дополнительно участок снятия напряжений, приводящий к неадекватной жесткости, не формируется, так что повреждение бурового долота 30 вследствие такой нагрузки может быть предотвращено.
Согласно настоящему варианту осуществления изобретения обеспечивается жесткость буровой штанги 20 и бурового долота 30, чтобы даже когда нагрузки увеличиваются вследствие увеличения скорости бурения бурильным инструментом 10 обрыв и повреждение буровой штанги 20 и бурового долота 30 могли предотвращаться и бурение выполнялось эффективно.
Дополнительно буровая штанга 20 и буровое долото 30 соединяются свинчиванием участка 25 наружной цилиндрической резьбы с участком 43 внутренней цилиндрической резьбы вместо использования конической резьбы, чтобы когда действуют усилия, вызывающие разъединение бурового долота 30 и буровой штанги 20 в результате ударных нагрузок в процессе бурения буровое долото 30 и буровая штанга 20 могли предохраняться от беспрепятственного разъединения. Также внутренняя и наружная неконическая резьба может легко нарезаться на станках так, что стоимость изготовления бурового долота 30 буровой штанги 20 может быть низкой.
В буровой штанге 20 концевой участок 27 наружной резьбы формируется на втором участке 26 увеличения диаметра так, чтобы обеспечивался адекватный размер наружного диаметра концевого участка 27 наружной резьбы и увеличивалась жесткость буровой штанги 20.
Радиус R2 кривизны участка канавки резьбы на концевом участке 27 наружной резьбы превышает радиус R1 кривизны участка канавки резьбы на наружной резьбе, сформированной на участке 25 наружной цилиндрической резьбы, так чтобы участок выреза в концевом участке 27 наружной резьбы мог быть выполнен малым (толщина стенки могла быть выполнена большой), концентрация напряжений могла уменьшаться в концевом участке 27 наружной резьбы и жесткость буровой штанги 20 могла надежно улучшаться.
Дополнительно длина I1 концевого участка 27 наружной резьбы вдоль направления первой осевой линии С1 выполняется меньше или равной, чем шаг Р1 резьбы, так чтобы концевой участок 27 наружной резьбы, который не участвует в свинчивании резьбы, не был выполнен излишне длинным и жесткость буровой штанги 20 могла дополнительно увеличиваться.
Дополнительно длина L1 участка 25 наружной цилиндрической резьбы вдоль направления первой осевой линии С1 устанавливается такой, что относительно шага Р1 резьбы L1≥3,80×Р1, чтобы адекватное число выступов резьбы могло быть выполнено на участке 25 наружной цилиндрической резьбы и нагрузка, действующая на каждый выступ резьбы, могла подавляться. Поскольку ранний износ резьбы может быть уменьшен и концентрация напряжений вследствие крутящего момента скрепления может распределяться на участке 25 наружной цилиндрической резьбы, срок службы буровой штанги 20 может продлеваться.
Дополнительно длина L от поверхности дальнего конца соединительного участка 20 до ближнего конца участка 25 наружной цилиндрической резьбы вдоль направления первой осевой линии С1 устанавливается такой, что относительно внутреннего диаметра D участка 25 наружной цилиндрической резьбы L≤2,5×D, чтобы напряжение при изгибе, которое прикладывается на участок канавок резьбы у ближнего конца участка 25 наружной цилиндрической резьбы, могло быть уменьшено и обрыв на участке 25 наружной цилиндрической резьбы мог быть предотвращен.
В буровом долоте 30 концевой участок 45 внутренней резьбы формируется от первого канала 42 увеличенного диаметра до канала 41 малого диаметра, чтобы могла обеспечиваться адекватная толщина стенки для концевого участка 45 внутренней резьбы и жесткость бурового долота 30 могла быть дополнительно улучшена.
Также радиус кривизны участка канавки резьбы на концевом участке 45 внутренней резьбы на сечении, включающем в себя вторую осевую линию С2, больше, чем радиус кривизны участка канавки наружной резьбы, сформированной на участке 43 цилиндрической резьбы на сечении, включающем в себя вторую осевую линию С2, так что участок выреза, сформированный в концевом участке 45 внутренней резьбы может выполняться малым и толщина стенки может быть увеличена, концентрация напряжений в концевом участке 45 внутренней резьбы может быть уменьшена и жесткость бурового долота 30 может быть надежно улучшена.
Дополнительно длина 12 концевого участка 45 внутренней резьбы по направлению второй осевой линии С2 меньше или равна шагу Р1 резьбы, чтобы концевой участок 45 внутренней резьбы, который не участвует в свинчивании резьбы, не был длиннее, чем необходимо, и жесткость бурового долота 30 могла быть дополнительно улучшена.
В состоянии, в котором буровая штанга 20 свинчена с буровым долотом 30, расстояние D1 между дальним концом Ml участка 25 наружной цилиндрической резьбы и ближним концом F1 концевого участка 45 внутренней резьбы вдоль направления первой осевой линии С1 (то есть направления второй осевой линии С2) превышает расстояние D2 между дальним концом М2 концевой части 27 наружной резьбы и ближним концом F2 участка 43 внутренней цилиндрической резьбы, вдоль направления первой осевой линии С1 (то есть направления второй осевой линии С2), так чтобы вдавливание ближнего конца участка 43 внутренней цилиндрической резьбы бурового долота 30 концевым участком 27 наружной резьбы происходит предпочтительно над вдавливанием дальнего конца участка 25 наружной цилиндрической резьбы буровой штанги 20 концевым участком 45 внутренней резьбы. Здесь «вдавливание» означает состояние, в котором поверхность резьбы прорезается завинчиванием участка незавершенной резьбы.
Следовательно, вдавливание участка 25 наружной цилиндрической резьбы у дальнего конца буровой штанги 20 предотвращается и срок службы буровой штанги 20 может дополнительно продлеваться. Также, когда происходит вдавливание резьбы, место вдавливания находится около отверстия посадочного гнезда 40, так что разъединение буровой штанги 20 и бурового долота 30 и другие меры могут выполняться сравнительно легко. Дополнительно в настоящем варианте осуществления изобретения значение твердости буровой штанги 20 устанавливается большим, чем твердость бурового долота 30, на 6 единиц шкалы С Роквелла или больше, чтобы повреждение участка 25 наружной цилиндрической резьбы (то есть повреждение буровой штанги 20) вследствие вдавливания могло надежно предотвращаться.
Следующим описывается буровой инструмент 110 второго варианта осуществления настоящего изобретения, показанного на фиг.6 и 7, участкам, общим с первым вариантом осуществления изобретения, присвоены одинаковые обозначения.
В бурильном инструменте 110 второго варианта осуществления изобретения буровая штанга 20 одинакова с первым вариантом осуществления изобретения, а буровое долото 130 другое. На фиг.6 показан бурильный инструмент 110 второго варианта осуществления изобретения. На фиг.7 показано буровое долото 130, используемое в бурильном инструменте 110.
В буровом долоте 130 сформировано посадочное гнездо 140, которое открывается в направлении ближнего конца (левая сторона на фиг.6) и проходит вдоль второй осевой линии С3.
Посадочное гнездо 140 имеет канал 141 малого диаметра, сформированный у дальнего конца, первый канал 142 увеличенного диаметра, являющийся продолжением ближнего конца канала 141 малого диаметра, участок 143 цилиндрической внутренней резьбы, являющийся продолжением первого канала 142 увеличенного диаметра, второй канал 144 увеличенного диаметра, являющийся продолжением ближнего конца участка 143 цилиндрической внутренней резьбы, канал 147 фиксированного диаметра, имеющий постоянный внутренний диаметр, сформированный у дополнительного ближнего конца второго канала 144 увеличенного диаметра, и третий канал 148 увеличенного диаметра, который сформирован у ближнего конца канала 147 фиксированного диаметра, и посадочное гнездо 140 открывается в поверхности ближнего конца бурового долота 130. Дальний конец внутренней резьбы, сформированной на участке 143 цилиндрической внутренней резьбы, продолжается концевым участком 145 наружной резьбы, сформированным от первого канала 142 увеличения диаметра к каналу 141 малого диаметра.
Угол расширения внутренней периферийной поверхности канала 148 увеличенного диаметра с приближением к ближнему концу равен углу расширения наружной периферийной поверхности второго участка 26 увеличенного диаметра буровой штанги 20 с приближением к ближнему концу.
Буровое долото 130 свинчивается с буровой штангой 20 для формирования бурильного инструмента 110.
Когда совпадают первая осевая линия С1 буровой штанги 20 и вторая осевая линия С3 бурового долота 130, внутренняя периферийная, поверхность третьего канала 148 увеличенного диаметра бурового долота 130 и наружная периферийная поверхность второго участка 26 увеличения диаметра буровой штанги 20 располагаются на расстоянии, как показано на фиг.6.
В бурильном инструменте 110, сформированном, как описано выше, на буровой штанге 20, напряжение при изгибе действует на бурильный инструмент 110 в результате нагрузки на бурильный инструмент 110, и когда имеется смещение, при котором первая осевая линия С1 буровой штанги 20 и вторая осевая линия С3 бурового долота 130 пересекаются, внутренняя периферийная поверхность 148 третьего канала увеличенного диаметра бурового долота 130 входит в контакт с наружной периферийной поверхностью второго участка 26 увеличенного диаметра буровой штанги 20, и это напряжение при изгибе может приниматься там, где наружный диаметр большой и жесткость высокая на стороне ближнего конца буровой штанги 20. Следовательно, обрыв буровой штанги 20 и повреждение резьбы вследствие напряжения при изгибе может быть надежно предотвращено.
Выше описаны бурильные инструменты вариантов осуществления настоящего изобретения, но изобретение этим не ограничивается, и могут выполняться различные приемлемые модификации без отхода от технической концепции настоящего изобретения.
Например, форма соединительного участка не ограничивается формой этих вариантов осуществления изобретения, а только должна быть такой, чтобы минимальное расстояние от первой осевой линии С1 на плоскости сечения, перпендикулярной первой осевой линии С1, не было меньше на стороне ближнего конца, чем на стороне дальнего конца.
Аналогично форма посадочного гнезда не ограничивается формой этих вариантов осуществления изобретения, а только должна быть такой, чтобы максимальное расстояние от второй осевой линии С2 или С3 на плоскости сечения, перпендикулярной второй осевой линии С2 или С3, не было меньше на стороне ближнего конца, чем на стороне дальнего конца.
Описан корпус 21 буровой штанги 20, имеющий форму шестигранной колонны, но корпус штанги не ограничивается такой формой, корпус штанги может иметь форму круглой колонны.
Размер, количество и размещение режущих вставок и режущих вставок большого диаметра, установленных на поверхности дальнего конца бурового долота, также не ограничиваются этими вариантами осуществления изобретения и предпочтительно, чтобы эти параметры устанавливались надлежащим образом, с учетом наружного диаметра бурильного инструмента, материала, подлежащего бурению, и тому подобного.
Буровая штанга, описанная в этих вариантах осуществления изобретения, может также свинчиваться с другим буровым долотом для формирования бурильного инструмента. В этом случае жесткость буровой штанги также обеспечивается, так что скорость бурения может увеличиваться и задачи бурения могут эффективно выполняться и, более того, возникновение аварий с обрывом может сокращаться.
Примеры
Ниже описываются результаты исследований, относящихся к длине L1 участка наружной цилиндрической резьбы настоящего изобретения.
При рассмотрении жесткости буровой штанги лучше иметь короткую длину L1 участка наружной цилиндрической резьбы, который вырезается в наружной периферийной поверхности буровой штанги. В частности, участок на большом расстоянии от участка дальнего конца, который нагружается изгибающей нагрузкой во время бурения и имеет малый наружный диаметр, подвергается действию самых больших напряжений, возможным результатом которых может являться обрыв, и поэтому предпочтительно, чтобы участок наружной цилиндрической резьбы, в котором формируются канавки резьбы, был коротким.
С другой стороны, нагрузки в направлении осевой линии, прилагаемые в результате усилия вращения и нагрузки осевой подачи, действуют на участки выступов резьбы. Следовательно, при рассмотрении нагрузки, приложенной на выступ резьбы, предпочтительны многочисленные выступы резьбы и большая длина L1 участка наружной цилиндрической резьбы.
На длине участка наружной цилиндрической резьбы выполнялись анализы по методу конечных элементов и на максимальные напряжения, возникающие вследствие приложения нагрузок в осевом направлении к участкам выступов резьбы и нагрузок изгиба, приложенных к буровой штанге.
В анализах по методу конечных элементов использовались два условия, длина L1 участка наружной цилиндрической резьбы 34 мм и 49 мм. Дополнительно шаг Р1 резьбы составлял 12,7 мм. Подсчитывались максимальные напряжения, когда прилагались нагрузки в осевом направлении и изгибающие нагрузки для обеих моделей, и к результатам применялась линейная аппроксимация.
Результаты анализов показаны на фиг.8.
Как показано на фиг.8, когда прилагается нагрузка в осевом направлении, с увеличением длины L1 участка наружной цилиндрической резьбы, максимальное напряжение быстро падает. С другой стороны, когда прилагается изгибающая нагрузка, максимальное напряжение постепенно увеличивается с увеличением длины L1 участка наружной цилиндрической резьбы. То есть относительно длины участка L1 наружной цилиндрической резьбы, вследствие приложения нагрузок в осевом направлении влияние на напряжение больше, чем вследствие приложения изгибающих нагрузок.
По результатам этого анализа, после рассмотрения напряжений вследствие изгибающих нагрузок и напряжений вследствие нагрузок в осевом направлении установлено, что предпочтительно при шаге Р1 резьбы 12,7 мм устанавливать длину L1 наружной цилиндрической резьбы в 48,26 мм (3,8×Р1) или больше.
Выше описаны предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения; но настоящее изобретение этими вариантами осуществления не ограничивается. Возможными являются различные дополнения, исключения, замены и другие видоизменения без отхода от сути настоящего изобретения. Настоящее изобретение не ограничивается приведенным выше описанием, а только объемом прилагаемой формулы изобретения.
ВОЗМОЖНОСТЬ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ
Согласно настоящему изобретению созданы буровая штанга, буровое долото и бурильный инструмент, обеспечивающие высокую жесткость буровой штанги и бурового долота для увеличения скорости бурения и эффективности бурения и предотвращающие разъединения буровой штанги и бурового долота вследствие ударных нагрузок в процессе бурения.