ДОЛОТО ВРАЩАТЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ С КАЛИБРУЮЩИМИ ПЛОЩАДКАМИ, ИМЕЮЩЕЕ ПОВЫШЕННУЮ УПРАВЛЯЕМОСТЬ И ПОНИЖЕННЫЙ ИЗНОС
ROTARY DRILLING BIT WITH CALIBRATING PLATFORMS, WHICH HAS INCREASED CONTROLLABILITY AND REDUCED WEAR

Область техники
Настоящее раскрытие относится к долотам вращательного бурения, а конкретно - к буровым долотам с фиксированными резцами, имеющим лопасти с режущими элементами и калибрующие площадки, расположенные на них, и также к шарошечным буровым долотам.
Предпосылки создания раскрытия
Для образования буровой скважины в геологической среде могут использоваться долота вращательного бурения, расширители, стабилизаторы и другие скважинные инструменты различных видов. Примеры таких долот вращательного бурения включают в себя, но без ограничения ими, буровые долота с фиксированными резцами, долота с резцами из поликристаллического алмаза, матричные буровые долота, шарошечные буровые долота, шарошечные долота вращательного бурения и долота для твердых пород, используемые при бурении нефтяных и газовых скважин. Для режущего действия, связанного с такими буровыми долотами, обычно требуются нагрузка на долото и вращение соответствующих режущих элементов в прилегающих участках подземного пласта. Кроме того, буровой раствор может подаваться для выполнения нескольких функций, включая вымывание пластовых материалов и другого скважинного мусора из забоя ствола скважины, очистку соответствующих режущих элементов и режущего вооружения и перенос бурового шлама и другого скважинного мусора вверх к соответствующей поверхности скважины.
Некоторые долота вращательного бурения из предшествующего уровня техники образованы с лопастями, выступающими от корпуса долота вместе с соответствующей калибрующей площадкой, расположенной вблизи находящейся выше по стволу скважины кромки каждой лопасти. Калибрующие площадки расположены под положительным углом или углом положительной конусности относительно оси вращения соответствующего долота вращательного бурения. Калибрующие площадки также расположены под отрицательным углом или углом отрицательной конусности относительно оси вращения соответствующего бурового долота. Такие калибрующие площадки иногда называют имеющими положительную «осевую» конусность или отрицательную «осевую» конусность. Смотри, например, патент США №5967247. Ось вращения долота вращательного бурения обычно расположена на одной линии с осью, проходящей через прямолинейные участки ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения, и является ее продолжением. Поэтому осевую конусность соответствующих калибрующих площадок также можно описать как «продольную» конусность.
Калибрующие площадки, образованные с положительной осевой конусностью, могут повышать управляемость соответствующего долота вращательного бурения. Кроме того, следствием образования калибрующей площадки с положительной осевой конусностью может быть снижение момента сопротивления. Однако поперечная стабильность соответствующего долота вращательного бурения относительно продольной оси, проходящей через ствол скважины, образуемый долотом вращательного бурения, может снижаться. Кроме того, может уменьшаться способность соответствующего долота вращательного бурения поддерживать в общем постоянный внутренний диаметр ствола скважины.
Для других применений калибрующие площадки смещают на относительно постоянное радиальное расстояние от прилегающих участков ствола скважины, образуемых соответствующим долотом вращательного бурения. Внешние участки таких калибрующих площадок могут быть расположены в общем примерно параллельно соответствующей оси вращения долота и прилегающим участкам прямолинейного ствола скважины. Величина смещения внешних участков таких калибрующих площадок от прилегающих участков прямолинейного ствола скважины обычно является постоянной. Для некоторых применений калибрующие площадки образуют с относительно постоянным радиальным смещением или постоянным уменьшенным наружным диаметром на от около 1/64 дюйма (0,396 мм) до около 4/64 дюйма (1,587 мм) по сравнению с номинальным диаметром соответствующего долота вращательного бурения.
Оснащение калибрующими площадками с отклонением от соответствующего номинального диаметра долота или калибрующими площадками уменьшенного размера может повысить управляемость соответствующего долота вращательного бурения. Однако поперечная стабильность относительно продольной оси соответствующего ствола скважины и способность долота вращательного бурения к расширению или образованию ствола скважины с в общем постоянным внутренним диаметром могут снижаться.
Краткое изложение сущности раскрытия
В соответствии с идеями настоящего изобретения долото вращательного бурения может быть образовано со множеством лопастей, имеющих соответствующий калибрующий участок или калибрующую площадку, расположенную на каждой лопасти. По меньшей мере одна калибрующая площадка может иметь внешний конический участок и/или внешний утопленный участок с использованием идей настоящего изобретения. Калибрующие площадки, спроектированные в соответствии с идеями настоящего изобретения, могут подвергаться меньшим износу и эрозии при образовании ствола скважины, в частности невертикальных и непрямолинейных стволов скважин.
Калибрующие площадки с использованием идей настоящего изобретения могут повышать управляемость соответствующего долота вращающегося бурения и в то же время поддерживать требуемую поперечную стабильность долота вращательного бурения. Кроме того, калибрующие площадки с использованием идей настоящего раскрытия могут повышать способность соответствующего долота вращательного бурения к образованию ствола скважины с более постоянным внутренним диаметром. Долото вращательного бурения, образованное в соответствии с идеями настоящего изобретения, обычно может образовывать ствол скважины, имеющий относительно постоянный внутренний диаметр, который в общем может соответствовать связанному с ним номинальному диаметру долота вращательного бурения. Один аспект настоящего изобретения может включать в себя проектирование долот вращательного бурения в соответствии с идеями настоящего изобретения, имеющих соответствующие калибрующие площадки, расположенные на лопастях долота вращательного бурения с фиксированными резцами или опорных лапах шарошечного бурового долота, чтобы оптимизировать характеристики бурения в забое скважины. Чтобы при некоторых применениях повысить управляемость, в частности во время образования невертикальных или непрямолинейных стволов скважин без ухудшения поперечной стабильности долота вращательного бурения, такие калибрующие площадки могут иметь внешние конфигурации, которые взаимодействуют с другими элементами соответствующего долота вращательного бурения. При других применениях такие калибрующие площадки могут повышать способность соответствующего долота вращательного бурения к расширению ствола скважины или образованию ствола скважины с более постоянным внутренним диаметром, в частности во время образования невертикального или непрямолинейного ствола скважины.
Краткое описание чертежей
Более полное понимание настоящего изобретения и его преимуществ можно получить при обращении к нижеследующему описанию со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых одинаковыми позициями указаны подобные элементы и на которых показано следующее:
фигура 1А изображает схематичный вид в вертикальном разрезе с вырванными участками, иллюстрирующий примеры стволов скважины, которые могут быть образованы долотом вращательного бурения с использованием настоящего изобретения;
фигура 1В - схематичный вид в вертикальном разрезе с вырванными участками, иллюстрирующий другой вариант долота вращательного бурения с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 2 - схематичный изометрический вид долота вращательного бурения с вырванными участками;
фигура 3 - схематичный изометрический вид другого варианта долота вращательного бурения;
фигура 4 - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий еще один вариант долота вращательного бурения;
фигура 5 - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий увеличенный вид калибрующего участка одной лопасти на долоте вращательного бурения, показанном на фигуре 4;
фигура 6А - схематичный разрез, иллюстрирующий один вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки на известном долоте вращательного бурения;
фигура 6В - схематичный изометрический вид сбоку калибрующей площадки на фиг.6А;
фигура 7А - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий один вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки с углом положительной радиальной конусности, расположенных на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 7В - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий другой вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки с углом положительной радиальной конусности, расположенных на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 7С - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий дальнейший вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки с углом отрицательной радиальной конусности, расположенных на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 7D - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий еще один вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки с углом отрицательной радиальной конусности, расположенных на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 8А - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий один вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки, которые могут быть расположены на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 8В - схематичный разрез с вырванными участками, иллюстрирующий еще один вариант лопасти и соответствующей калибрующей площадки, которые могут быть расположены на долоте вращательного бурения, в соответствии с идеями настоящего изобретения;
фигура 9А - схематичный вид сбоку одного примера калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 9В - схематичный разрез по линии 9В-9В фигуры 9А;
фигура 9С - схематичный вид сбоку другого варианта калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 9D - схематичный разрез по линии 9D-9D фигуры 9С;
фигура 10А - схематичный вид сбоку одного варианта калибрующей площадки, имеющей угол в общем положительной радиальной конусности и угол в общем положительной осевой конусности, с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 10В - схематичный разрез по линии 10В-10В фигуры 10А;
фигура 10С - схематичный разрез по линии 10С-10С фигуры 10А;
фигура 10D - схематичный разрез по линии 10D-10D фигуры 10А;
фигура 10Е - схематичный разрез по линии 10Е-10Е фигуры 10А;
фигура 10F - схематичный вид сбоку одного варианта калибрующей площадки, имеющей угол в общем отрицательной радиальной конусности и угол в общем отрицательной осевой конусности, с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 10G - схематичный разрез по линии 10G-10G фигуры 10F;
фигура 10Н - схематичный разрез по линии 10Н-10Н фигуры 10F;
фигура 10I - схематичный разрез по линии 10I-10I фигуры 10F;
фигура 10J - схематичный разрез по линии 10J-10J фигуры 10F;
фигура 11А - схематичный вид сбоку одного примера калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 11В - схематичный разрез по линии 11В-11В фигуры 11А;
фигура 11С - схематичный разрез по линии 11С-11С фигуры 11А;
фигура 11D - схематичный вид сбоку другого варианта калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 11Е - схематичный разрез по линии 11Е-11Е фигуры 11D;
фигура 11F - схематичный разрез по линии 11F-11F фигуры 11D;
фигура 12А - схематичный вид сбоку еще одного варианта калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 12В - схематичный разрез по линии 12В-12В фигуры 12А;
фигура 12С - схематичный разрез по линии 12С-12С фигуры 12А;
фигура 12D - схематичный вид сбоку дальнейшего варианта калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения;
фигура 12Е - схематичный разрез по линии 12Е-12Е фигуры 12D; и
фигура 12F - схематичный разрез по линии 12F-12F фигуры 12D.
Подробное описание изобретения
Предпочтительные варианты осуществления изобретения и их преимущества будут лучше поняты при обращении к фигурам 1-12F, на которых одинаковыми позициями обозначены одни и те же или подобные детали.
Термин «компоновка низа бурильной колонны» или «КНБК» в этой заявке будет использоваться для описания различных компонентов и узлов, расположенных вблизи долота вращательного бурения на забойном конце бурильной колонны. Примеры компонентов и узлов (не показанных явно), которые могут быть включены в компоновку низа бурильной колонны или КНБК, включают в себя, но без ограничения ими, кривой переводник, забойный буровой двигатель, наддолотный расширитель, стабилизаторы и скважинные инструменты. Кроме того, компоновка низа бурильной колонны может включать в себя скважинные каротажные приборы различных видов (не показанные явно) и другие скважинные приборы, относящиеся к наклонно-направленному бурению ствола скважины. Примеры таких каротажных приборов и/или приборов для наклонно-направленного бурения могут включать в себя, но без ограничения ими, приборы акустического, нейтронного, гамма-, плотностного, фотоэлектрического, ядерно-магнитного каротажа, инструменты для управления направлением вращательного бурения и другие доступные для приобретения скважинные приборы.
Термины «режущий элемент» и «режущие элементы» могут использоваться в данной заявке для охвата, но не ограничения ими, резцов, зубьев, штырей, вставок, и калибрующих резцов различных видов, пригодных для использования в большом разнообразии долот вращательного бурения. Ограничители удара могут включаться в качестве части режущего вооружения долот вращательного бурения некоторых видов и могут иногда функционировать как режущие элементы для удаления пластовых материалов с прилегающих участков ствола скважины. Поликристаллические алмазные зубья и вставки из карбида вольфрама часто используют для образования режущих элементов. Другие твердые абразивные материалы различных видов можно также использовать для образования режущих элементов с получением удовлетворительных результатов.
Термин «режущая структура» может использоваться в данной заявке для охвата различных сочетаний и компоновок режущих элементов, ограничителей удара и/или калибрующих резцов, образуемых на внешних участках долота вращательного бурения. Некоторые долота вращательного бурения могут включать в себя одну или несколько лопастей, выступающих от связанного с ними корпуса долота вместе с резцами, расположенными на лопастях. Такие лопасти могут также называться «режущими лопастями». Различные конфигурации лопастей и резцов можно использовать для образования режущего вооружения долота вращательного бурения.
Термины «ниже по стволу скважины» и «выше по стволу скважины» могут использоваться в данной заявке для описания местоположения различных компонентов долота вращательного бурения по отношению к участкам долота вращательного бурения, которые входят в зацепление с забоем скважины или концом ствола скважины для удаления прилегающих пластовых материалов. Например, «находящийся выше по стволу скважины» компонент может быть расположен ближе к соответствующей бурильной колонне или компоновке низа бурильной колонны по сравнению с «находящимся ниже по стволу скважины» компонентом, который может быть расположен ближе к забою скважины или концу ствола скважины.
Термин «калибрующая площадка», используемый в этой заявке, может включать в себя калибрующий венец, калибрующий участок, калибрующий участок или любой другой участок долота вращательного бурения с использованием идей настоящего раскрытия. Калибрующие площадки могут использоваться для задания или установления в общем постоянного внутреннего диаметра ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения. Калибрующий венец, калибрующий участок, калибрующий участок или калибрующая площадка могут включать в себя один или несколько слоев нанесенного твердосплавного материала. В соответствии с идеями настоящего раскрытия один или несколько калибрующих резцов, калибрующих вставок, калибрующих зубьев или калибрующих штырей могут быть расположены на калибрующем венце, калибрующем участке, калибрующем участке или калибрующей площадке или могут прилегать к ним. Калибрующие площадки с использованием идей настоящего раскрытия могут быть расположены на большом разнообразии долот вращательного бурения и других компонентах компоновки низа бурильной колонны и/или бурильной колонны. Вращающиеся и не вращающиеся соединительные муфты, относящиеся к системам наклонно-направленного бурения, могут также включать в себя такие калибрующие площадки.
Термин «долото вращательного бурения» может использоваться в этой заявке для охвата буровых долот с фиксированными резцами, долот типа «рыбий хвост», матричных буровых долот, буровых долот со стальным корпусом, шарошечных буровых долот, шарошечных долот вращательного бурения и долот для крепких пород, пригодных при эксплуатации для образования ствола скважины, продолжающегося через один или несколько подземных пластов. Долота вращательного бурения и связанные с ними компоненты, образуемые в соответствии с идеями настоящего раскрытия, могут иметь многочисленные различные конструкции, конфигурации и/или размеры.
Термины «осевая конусность» или «конусный по оси» могут использоваться в этой заявке для описания различных участков калибрующей площадки, расположенных под углом относительно соответствующей оси вращения долота. Во время бурения прямолинейного вертикального ствола скважины осевая конусность иногда может быть описана как «продольная» конусность. Конический по оси участок калибрующей площадки может также располагаться под углом, продолжаясь в продольном направлении относительно прилегающих участков прямолинейного ствола скважины.
Известные конические по оси калибрующие площадки обычно имеют находящуюся выше по стволу скважины кромку, расположенную на первом, в общем постоянном радиусе, проходящем от соответствующей оси вращения долота, и находящуюся ниже по стволу скважины кромку, расположенную на втором, в общем постоянном радиусе, проходящем от соответствующей оси вращения долота. Коническая по оси калибрующая площадка, образуемая в соответствии с идеями настоящего изобретения, может включать в себя находящуюся выше по стволу скважины кромку и/или находящуюся ниже по стволу скважины кромку, которые не образованы с в общем постоянным радиусом, проходящим от соответствующей оси вращения долота. Как более подробно рассмотрено ниже, в случае некоторых осуществлений находящаяся выше по стволу скважины кромка и/или находящаяся ниже по стволу скважины кромка калибрующей площадки могут быть образованы с переменным радиусом или непостоянным радиусом, проходящим от соответствующей оси вращения долота.
Положительная осевая конусность калибрующей площадки может быть по меньшей мере отчасти следствием того, что первый радиус находящейся выше по стволу скважины кромки калибрующей площадки меньше второго радиуса находящейся ниже по стволу скважины кромки калибрующей площадки. Отрицательная осевая конусность калибрующей площадки может быть по меньшей мере отчасти следствием того, что первый радиус находящейся выше по стволу кромки калибрующей площадки больше, чем второй радиус находящейся ниже по стволу скважины кромки калибрующей площадки. Смотри, например, фигуры 4 и 5. Дополнительные примеры калибрующих площадок с углами в общем положительной осевой конусности показаны на фигурах 10D и 10Е. Дополнительные примеры калибрующих площадок с углами в общем отрицательной осевой конусности показаны на фигурах 10I и 10J.
Внешние участки известных калибрующих площадок могут быть расположены под в общем постоянным углом, положительным или отрицательным, относительно прилегающих участков прямолинейного ствола скважины. Находящаяся выше по стволу скважины кромка таких известных калибрующих площадок с положительной осевой конусностью будет обычно располагаться дальше от прилегающих участков прямолинейного ствола скважины. Находящаяся ниже по стволу скважины кромка известных калибрующих площадок с положительной осевой конусностью будет обычно располагаться ближе к прилегающим участкам прямолинейного ствола скважины. Находящаяся выше по стволу скважины кромка известных калибрующих площадок с углом отрицательной осевой конусности будет обычно располагаться ближе к прилегающим участкам прямолинейного ствола скважины. Находящаяся ниже по стволу скважины кромка известных калибрующих площадок с углом отрицательной конусности будет обычно располагаться на большем расстоянии от прилегающих участков прямолинейного ствола скважины.
Термины «конический по радиусу», «радиальная конусность» и/или «конусность по касательной» могут использоваться в данной заявке для описания внешних участков калибрующей площадки, расположенных на переменных радиальных расстояниях от соответствующей оси вращения долота. Каждый радиус, относящийся к коническим по радиусу или коническим по касательной внешним участкам калибрующей площадки, может быть измерен в плоскости, проходящей в общем перпендикулярно к соответствующей оси вращения долота и пересекающей конический по радиусу или конический по касательной внешний участок калибрующей площадки. Примеры калибрующих площадок с углами в общем положительной радиальной конусности показаны на фигурах 7А и 7В. Примеры калибрующих площадок с углами в общем отрицательной радиальной конусности показаны на фигурах 7С и 7D.
Идеи настоящего изобретения можно использовать для оптимизации расчета различных элементов долота вращательного бурения, включая, но без ограничения ими, количество лопастей или режущих лопастей, размеры и конфигурации каждой режущей лопасти, конфигурацию и размеры одной или нескольких опорных лап шарошечного бурового долота, конфигурацию и размеры режущих элементов, количество, местоположение, ориентацию и тип режущих элементов, калибрующих венцов (активных или пассивных), длину одной или нескольких калибрующих площадок, ориентацию одной или нескольких калибрующих площадок и/или конфигурацию одной или нескольких калибрующих площадок.
Долота вращательного бурения, образуемые в соответствии с идеями настоящего раскрытия, могут иметь «пассивный калибрующий венец» и «активный калибрующий венец». Активный калибрующий венец может частично врезаться в пластовые материалы и удалять их из прилегающих участков или с боковой стенки соответствующего ствола скважины или буровой скважины. Пассивный калибрующий венец обычно не удаляет пластовые материалы с боковой стенки соответствующего ствола скважины или буровой скважины. Во время наклонно-направленного бурения ствола скважины активные калибрующие венцы часто удаляют некоторую часть пластовых материалов с прилегающих участков непрямолинейного ствола скважины. Пассивный калибрующий венец может пластично или эластично деформировать пластовые материалы на боковой стенке, в частности во время наклонно-направленного бурения соответствующего ствола скважины.
Различные компьютерные программы и компьютерные модели можно использовать для проектирования калибрующих площадок, зубьев, режущих элементов, лопастей и/или соответствующих долот вращательного бурения в соответствии с идеями настоящего раскрытия. Примеры таких способов и систем, которые могут быть использованы для проектирования и оценивания характеристик режущих элементов и долот вращательного бурения с использованием идей настоящего раскрытия, показаны в одновременно рассматриваемой заявке на патент США под названием “Method and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk”, заявка №11/462898, дата подачи 7 августа 2006 г; одновременно рассматриваемой заявке на патент США под названием “Method and systems of rotary drill bit steerability prediction, rotary drill bit design and operation”, заявка №11/462918, подана 7 августа 2006 г; и в одновременно рассматриваемой заявке на патент США под названием “Methods and systems for design and/or selection of drilling equipment based on wellbore simulation”, заявка №11/462929, дата подачи 7 августа 2006 г. Предшествующие одновременно рассматриваемые патентные заявки и любые получаемые в результате патенты США включаются в эту заявку путем ссылки.
Различные аспекты настоящего раскрытия можно описать в отношении долот 100 и 100а вращательного бурения, показанных на фигурах 1-5. Долота 100 и 100а вращательного бурения можно также описать как буровые долота с фиксированными резцами. Различные аспекты настоящего раскрытия можно также использовать, чтобы проектировать шарошечные долота или шарошечные долота вращательного бурения для получения оптимальных характеристик бурения с погружным инструментом.
Используя идеи настоящего изобретения, долота 100 и/или 100а вращательного бурения можно модифицировать включение в них калибрующих венцов, калибрующих участков и/или калибрующие площадки различных видов. Кроме того, используя идеи настоящего изобретения, можно создать множество разнообразных долот вращательного бурения совместно с калибрующими венцами, калибрующими площадками, калибрующими участками и/или калибрующими участками. Объем настоящего раскрытия не ограничен долотами 100 или 100а вращательного бурения. Кроме того, объем настоящего раскрытия не ограничен калибрующими площадками, такими как показанные на фигурах 7A-12F.
На фигуре 1А представлен схематичный вид в вертикальном разрезе с вырванными участками, иллюстрирующий примеры стволов скважин, которые могут быть образованы долотами вращающегося бурения с использованием идей настоящего изобретения. Различные аспекты настоящего изобретения можно описать относительно буровой установки 20, вращающей бурильную колонну 24 и прикрепленное к ней долото 100 вращательного бурения для образования ствола скважины.
Буровое оборудование различных видов, такое как роторный стол, насосы для бурового раствора и емкости для бурового раствора (не показанные явно), может быть расположено на поверхности скважины или месте 22 расположения скважины. Буровая установка 20 может иметь различные характеристики и особенности, относящиеся к «наземной буровой установке». Однако долота вращательного бурения с использованием идей настоящего раскрытия можно с достижением удовлетворительных результатов использовать совместно с буровым оборудованием, расположенным на морских платформах, буровых судах, полупогружных и буровых баржах (не показанных явно).
Для некоторых применений долото 100 вращательного бурения можно прикреплять к компоновке 26 низа бурильной колонны на самом дальнем конце бурильной колонны 24. Бурильная колонна 24 может быть образована из секций в общем полых трубчатых бурильных труб (не показанных явно). Компоновка 26 низа бурильной колонны обычно имеет наружный диаметр, совместимый с внешними участками бурильной колонны 24.
Компоновка 26 низа бурильной колонны может быть образована из большого разнообразия компонентов. Например, компоненты 26a, 26b и 26с могут быть выбраны из группы, состоящей из, но без ограничения ими, утяжеленных бурильных труб, отклоняющих инструментов для вращательного бурения, инструментов для наклонно-направленного бурения и/или забойных буровых двигателей. Количество компонентов, таких как утяжеленные бурильные трубы и компоненты других видов, включенных в компоновку низа бурильной колонны, зависит от предполагаемых условий бурения в забое скважины и типа ствола скважины, образуемого бурильной колонной 24 и долотом 100 вращательного бурения.
Бурильную колонну 24 и долото 100 вращательного бурения можно использовать для образования большого разнообразия стволов скважин и/или буровых скважин, таких как в общем вертикальный ствол 30 скважины и/или в общем горизонтальный ствол 30а скважины, показанные на фигуре 1А. Различные способы наклонно-направленного бурения и соответствующие компоненты компоновки 26 низа бурильной колонны можно использовать для образования горизонтального ствола 30а скважины. Например, поперечные силы могут быть приложены к долоту 100 вращательного бурения вблизи места 37 начала отклонения ствола наклонной скважины для образования горизонтального ствола 30а скважины, проходящего от в общем вертикального ствола 30 скважины. Такое поперечное смещение долота 100 вращательного бурения можно описать как «сооружение» или образование буровой скважины с возрастающим углом относительно вертикали. Кроме того, отклонение долота может производиться во время образования горизонтального ствола 30а скважины, В частности, вблизи места 37 начала отклонения ствола наклонной скважины.
Ствол 30 скважины может быть частично ограничен обсадной колонной 32, продолжающейся от поверхности 22 скважины до выбранного места в скважине. Участки ствола 30 скважины, показанного на фигуре 1А, которые не включают в себя обсадную колонну 32, можно описать как «открытый ствол скважины». Буровой раствор различных видов может нагнетаться с поверхности 22 скважины по бурильной колонне 24 до прикрепленного долота 100 вращательного бурения. Буровой раствор может возвращаться обратно к поверхности 22 скважины по кольцевому пространству 34, частично ограниченному наружным диаметром 25 бурильной колонны 24 и внутренним диаметром 31 ствола 30 скважины. Кольцевое пространство 34 также может ограничиваться наружным диаметром 25 бурильной колонны 24 и внутренним диаметром 33 обсадной колонны 32.
Внутренний диаметр 31 иногда может быть приписан «боковой стенке» ствола 30 скважины. Внутренний диаметр 31 часто может соответствовать номинальному диаметру или номинальному наружному диаметру соответствующего долота 100 вращательного бурения. Однако в зависимости от условий бурения в забое, степени износа одного или нескольких компонентов долота вращательного бурения и отклонений номинального диаметра долота от заводских размеров долота вращательного бурения ствол скважины, образуемый долотом вращательного бурения, может иметь внутренний диаметр, который может быть больше или меньше, чем соответствующий номинальный диаметр долота. Поэтому различные диаметры и другие размеры, относящиеся к калибрующим площадкам, образуемым в соответствии с идеями настоящего изобретения, могут задаваться относительно соответствующей оси вращения долота, а не внутреннего диаметра ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения.
Номинальный диаметр долота может иногда называться «номинальным размером долота» или «размером долота». Американский нефтяной институт публикует различные стандарты, относящиеся к номинальному размеру долота, диаметрам зазоров и размерам обсадной колонны.
Обломки выбуренной горной породы могут образовываться долотом 100 вращательного бурения, зацепляющим пластовые материалы вблизи конца 36 ствола 30 скважины. Буровые растворы можно использовать для удаления бурового шлама и другого скважинного мусора (не показанного явно) из конца 36 ствола 30 скважины на поверхность 22 скважины. Конец 36 иногда можно описать как «забой 36 скважины». Кроме того, обломки выбуренной горной породы могут образовываться долотом 100 вращательного бурения, зацепляющим конец 36а горизонтального ствола 30а скважины.
Как показано на фигуре 1А, бурильная колонна 24 может прилагать нагрузку на и вращать долото 100 вращательного бурения для образования ствола 30 скважины. Внутренний диаметр или боковая стенка 31 ствола 30 скважины может соответствовать примерно общему наружному диаметру лопастей 130 и связанных с ними калибрующих площадок 150, выступающих от долота 100 вращательного бурения. Скорость проходки долотом вращательного бурения обычно является функцией нагрузки на долото и числа оборотов в минуту. Для некоторых применений забойный двигатель (не показанный явно) может быть предусмотрен как часть компоновки 26 низа бурильной колонны, чтобы также вращать долото 100 вращательного бурения. Скорость проходки долотом вращательного бурения обычно выражают в футах в час.
В дополнение к вращению и приложению нагрузки на долото 100 вращательного бурения бурильная колонна 24 может обеспечивать канал для передачи буровых растворов и других флюидов с поверхности 22 скважины к буровому долоту 100 на конце 36 ствола 30 скважины. Такие буровые растворы могут направляться для протекания из бурильной колонны 24 в соответствующие насадки, предусмотренные в долоте 100 вращательного бурения. Смотри, например, насадку 56 на фигуре 3.
В то время когда бурильная колонна 24 вращает долото 100 вращательного бурения, корпус 120 долота часто в значительной степени покрывается смесью бурового раствора, бурового шлама и другим скважинным мусором. Буровой раствор, выходящий из одной или нескольких насадок 56, может быть направлен для протекания в основном вниз между соседними лопастями 130 и протекания под и вокруг нижних участков корпуса 120 долота.
Термин «шарошечное буровое долото» может использоваться в данной заявке для описания долота вращательного бурения любого вида, имеющего по меньшей мере одну опорную лапу с шарошечным узлом, установленным на ней с возможностью вращения. Шарошечные буровые долота иногда могут описываться как «шарошечные долота вращательного бурения», «режущие шарошечные буровые долота» или «долота вращательного бурения для твердых пород». Шарошечные буровые долота часто включают в себя корпус долота с тремя опорными лапами, выступающими из него, и соответствующий шарошечный узел, установленный с возможностью вращения на каждой опорной лапе. Однако идеи настоящего раскрытия с достижением удовлетворительных результатов можно использовать в случае долот вращательного бурения, имеющих одну опорную лапу, две опорные лапы или любое другое количество опорных лап и связанных с ними шарошечных узлов.
На фигуре 1В представлен схематичный вид в вертикальном разрезе с вырванными участками, иллюстрирующий один вариант шарошечного бурового долота с использованием идей настоящего изобретения, расположенного в стволе скважины. Шарошечное буровое долото 40, показанное на фигуре 1В, может быть прикреплено к концу бурильной колонны 24, проходящей от поверхности 22 скважины. Шарошечные буровые долота, такие как долото 40 вращательного бурения, обычно образуют стволы скважин путем дробления или проникновения в пласт и скобления или скалывания пластовых материалов со дна ствола скважины при использовании режущих элементов, которые часто создают высокую концентрацию мелких абразивных частиц.
Корпус 61 долота может быть образован из трех участков, которые включают в себя соответствующие опорные лапы 50, выступающие из них. Для образования корпуса 61 долота участки могут быть сварены друг с другом при использовании обычных способов. На фигуре 1В показаны только две опорные лапы 50.
Каждую опорную лапу 50 обычно можно описать как имеющую удлиненную конфигурацию, выступающую из корпуса 61 долота. Каждая опорная лапа может включать в себя соответствующий вал (не показанный явно) с соответствующим шарошечным узлом 80, объединенным с ним с возможностью вращения. Каждая опорная лапа 50 может включать в себя соответствующие переднюю кромку 131а и заднюю кромку 132а. Каждая опорная лапа 50 может также включать в себя соответствующую калибрующую площадку 150а, образованную в соответствии с идеями настоящего раскрытия.
Каждый из шарошечных узлов 80 может иметь ось вращения, обычно соответствующую угловой взаимосвязи относящегося к нему вала и соответствующей опорной лапы 50. Ось вращения каждого шарошечного узла 80 может в общем соответствовать продольной оси связанного с ним вала. Ось вращения каждого шарошечного узла 80 может быть смещена относительно продольной оси или оси вращения долота, соответствующей шарошечному буровому долоту 40.
Для некоторых применений множество зубьев 95 может быть расположено на задней поверхности 94 каждого шарошечного узла 80. Зубья 95 могут уменьшать износ задней поверхности 94.
Каждый шарошечный узел 80 может включать в себя множество режущих элементов 98, скомпонованных в соответствующие ряды, расположенные на внешних участках каждого шарошечного узла 80. Зубья 95 и режущие элементы 98 могут быть образованы из большого разнообразия материалов, таких как карбид вольфрама или другие твердые материалы, пригодные для использования при образовании шарошечного бурового долота. Для некоторых применений зубья 95 и/или вставки 96 могут быть образованы по меньшей мере частично из материалов типа поликристаллического алмаза и/или других твердых абразивных материалов.
На фигурах 2 и 3 представлены схематичные виды, иллюстрирующие дополнительные детали долота 100 вращательного бурения, которое может включать в себя по меньшей мере один калибрующий венец, калибрующий участок, калибрующий участок или калибрующую площадку с использованием идей настоящего изобретения. Долото 100 вращательного бурения может включать в себя корпус 120 долота со множеством лопастей 130, выступающих от него. Для некоторых применений корпус 120 долота может быть образован частично из матрицы, выполненной из очень твердых материалов, соответствующей долотам вращательного бурения. Для других применений корпус 120 долота может быть получен механической обработкой различных металлических сплавов, пригодных для использования при бурении стволов скважин в подземных пластах. Примеры буровых долот матричного типа показаны в патентах США №№4696354 и 5099929.
Корпус 120 долота может также включать в себя верхний участок или хвостовик 42 с резьбой 44 бурильной трубы согласно Американскому нефтяному институту, образованной на нем. Резьбу 44 Американского нефтяного института можно использовать для разъединяемого соединения долота 100 вращательного бурения с компоновкой 26 низа бурильной колонны, в результате чего долото 100 вращательного бурения может вращаться относительно оси 104 вращения долота в ответ на вращение бурильной колонны 24. Кроме того, щели 46 для навинчивания/свинчивания долота могут быть образованы на внешних участках верхнего участка или хвостовика 42, предназначенные для использования при соединении и разъединении долота 100 вращательного бурения и соответствующей бурильной колонны.
Увеличенное отверстие или полость (не показанная явно) может продолжаться от конца 41 через верхний участок 42 и в корпус 120 долота. Увеличенное отверстие может использоваться для передачи буровых растворов из бурильной колонны 24 в одну или несколько насадок 56. Множество соответствующих отверстий для выноса бурового шлама или путей 140 протекания текучей среды может быть образовано между соответствующими парами лопастей 130. Лопасти 130 могут быть спиральными или вытянутыми под углом относительно соответствующей оси 104 вращения долота.
Одно из преимуществ настоящего раскрытия может включать в себя проектирование по меньшей мере одной калибрующей площадки на основании таких параметров, как длина лопасти, ширина лопасти, спиральная линия лопасти, осевая конусность, радиальная конусность, и/или других параметров, относящихся к долотам вращательного бурения. Различные характеристики таких калибрующих площадок можно задавать относительно оси вращения бурового долота, относящейся к долоту вращательного бурения, а не внутреннего диаметра ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения. Калибрующие площадки с использованием идей настоящего раскрытия можно располагать на различных компонентах вращающейся бурильной колонны, таких как, но без ограничения ими, втулка, расширители, компоновки низа бурильной колонны и другие скважинные инструменты. Различные характеристики такой калибрующей площадки также можно также задавать относительно соответствующей оси вращения или продольной оси.
Множество режущих элементов 60 может быть расположено на внешних участках каждой лопасти 130. Для некоторых применений каждый режущий элемент 60 можно располагать в соответствующем гнезде или кармане, образуемом на внешних участках соответствующих лопастей 130. Кроме того, ограничители удара и/или дополнительные резцы 70 можно располагать на каждой лопасти 130 (фигура 3).
Режущие элементы 60 могут включать в себя соответствующие подложки (не показанные явно) с соответствующими слоями 62 из твердого режущего материала, расположенными на одном конце каждой соответствующей подложки. Слой 62 из твердого режущего материала может также называться «режущим слоем» 62. Каждая подложка может иметь разнообразные конфигурации и может быть образована из карбида вольфрама или других материалов, имеющих отношение к образованию режущих элементов для долот вращательного бурения. Для некоторых применений режущие слои 62 можно образовывать из по существу одинаковых твердых режущих материалов. Для других применений режущие слои 62 можно образовывать из различных материалов.
Различные параметры, имеющие отношение к долоту 100 вращательного бурения, могут включать в себя, но без ограничения ими, местоположение и конфигурацию лопастей 130, отверстий 140 для выноса бурового шлама и режущих элементов 60. Каждая лопасть 130 может включать в себя соответствующий калибрующий участок или калибрующую площадку 150. Кроме того, для некоторых применений калибрующие резцы могут быть расположены на каждой лопасти 130. Смотри, например, калибрующие резцы 60g. Дополнительную информацию относительно калибрующих резцов и твердых режущих материалов можно найти в патентах США №№7083010, 6845828 и 6302224. Дополнительную информацию относительно ограничителей удара можно найти в патентах США №№6003623, 5595252 и 4889017.
Во время образования ствола скважины долота вращательного бурения обычно вращаются в правую сторону. Смотри соответствующие стрелки 28 на фигурах 2, 3, 4, 6А, 7A-7D, 8A и 8В. Режущие элементы и/или лопасти можно в общем описать как «следующие впереди» или «следующие позади» относительно других режущих элементов и/или лопастей, расположенных на внешних участках соответствующего долота вращательного бурения. Например, лопасть 130а, показанную на фигуре 2, можно в общем описать как следующую впереди лопасти 130b и в общем можно описать как следующую впереди лопасти 130е. Соответственно режущие элементы 60, расположенные на лопасти 130а, можно описать как следующие впереди соответствующих режущих элементов 60, расположенных на лопасти 130b. Режущие элементы 60, расположенные на лопасти 130а, можно в общем описать как следующие позади режущих элементов 60, расположенных на лопасти 130е.
Долото 100а вращательного бурения, показанное на фигурах 4 и 5, можно описать как имеющее множество лопастей 130а со множеством режущих элементов 60, расположенных на внешних участках каждой лопасти 130а. Для некоторых применений режущие элементы 60 могут иметь по существу одинаковую конфигурацию и конструкцию. Кроме того, для других применений режущие элементы и ограничители удара различных видов (не показанные явно) можно располагать на внешних участках лопастей 130а.
Внешние участки лопастей 130а и связанными с ними режущие элементы 60 можно описать как образующие «профиль передней поверхности долота» для долота 100а вращательного бурения. Профиль 134 передней поверхности долота 100а вращательного бурения, показанный на фигуре 4, может включать в себя утопленные участки или конусовидные участки 134с, образованные на долоте 100а вращательного бурения, на противоположной стороне относительно хвостовика 42а. Каждая лопасть 130а может включать в себя соответствующие головные участки или участки 134n, которые отчасти образуют самый дальний конец долота 100а вращательного бурения на противоположной стороне относительно хвостовика 42а. Конические участки 134с могут выступать по радиусу внутрь от соответствующих головных участков 134n к оси 104 вращения долота. Множество режущих элементов 60с может быть расположено на утопленных участках или конических участках 134с каждой лопасти 130а между соответствующими головными участками 134n и осью 104 вращения. Множество режущих элементов 60n может быть расположено на головных участках 134n.
Каждую лопасть 130а можно также описать как имеющую соответствующий плечевой участок 134s, выступающий наружу от соответствующего головного участка 134n. Множество режущих элементов 60s может быть расположено на каждом плечевом участке 134s. Режущие элементы 60s иногда могут назваться «плечевыми резцами». Плечевые участки 134s и связанные с ними плечевые резцы 60s могут взаимодействовать друг с другом с образованием участков профиля 134 передней поверхности долота, относящегося к долоту 100а вращательного бурения, выступающих наружу от головных участков 134n.
Кроме того, множество калибрующих резцов 60g может быть расположено на внешних участках каждой лопасти 130а вблизи соответствующей калибрующей площадки 150а. Калибрующие резцы 60g могут использоваться для выравнивания или расширения внутреннего диаметра или боковой стенки 31 ствола 30 скважины.
Как показано на фигурах 4 и 5, каждая лопасть 130а может включать в себя соответствующие калибрующие площадки 150а. Покрытия из твердых сплавов различных видов и/или других твердых материалов (не показанные явно) могут быть нанесены на внешние участки каждой калибрующей площадки 150а. Как показано на фигуре 5, каждая калибрующая площадка 150а может иметь в общем положительную осевую конусность 146 или в общем отрицательную осевую конусность 148.
Калибрующие площадки различных видов могут быть расположены на одной или нескольких лопастях долот 100 и 100а вращательного бурения. На фигурах 6А и 6В показан один пример калибрующей площадки из предшествующего уровня техники, которая может быть образована на лопастях 130 или 130а. На фигурах 7A-12F показаны варианты лопастей и калибрующих площадок с использованием идей настоящего раскрытия, которые могут быть расположены на долоте 100 вращательного бурения, долоте 100а вращательного бурения или при желании на другом долоте вращательного бурения для улучшения характеристик таких буровых долот. В соответствии с идеями настоящего раскрытия калибрующие площадки могут быть образованы на долоте 100 вращательного бурения, долоте 100а вращательного бурения и других долотах вращательного бурения.
Калибрующие площадки обычно включают в себя соответствующую, находящуюся выше по стволу скважины кромку 151, расположенную обычно с прилеганием к соответствующему верхнему участку или хвостовику. Смотри, например, верхний участок 42 на фигуре 3 или верхний участок 42а на фигуре 4. Калибрующие площадки обычно включают в себя соответствующую забойную кромку 152. Для некоторых применений забойная кромка 152 может быть отчетливо обозначенной, например забойная кромка 152, показанная на лопасти 130а на фигуре 5. Для других применений забойная кромка 152, соответствующая калибрующей площадке 150, может представлять собой изменение от в общем не криволинейной поверхности до криволинейной поверхности, находящейся на внешнем участке каждой лопасти 130. Смотри пунктирную линию 152 на фигуре 3.
Калибрующие площадки могут также включать в себя соответствующие переднюю кромку 131 и заднюю кромку 132, выступающие в забой скважины от соответствующей, находящейся выше по стволу скважины кромки 151. Передняя кромка 131 каждой калибрующей площадки 150 или 150а может проходить от соответствующей передней кромки 131, относящейся к лопасти 130 или 130а. Задняя кромка 132 каждой калибрующей площадки 150 или 150а может проходить от соответствующей задней кромки 132, относящейся к лопасти 130 или 130а.
В целях описания различных особенностей калибрующей площадки можно обратиться к четырем точкам или местам (51, 52, 53 и 54), расположенным на внешних участках калибрующей площадки. Точка 51 может в общем соответствовать пересечению соответствующей, находящейся выше стволу скважины кромки 151 и соответствующих участков передней кромки 131. Точка 53 может в общем соответствовать пересечению соответствующей, находящейся выше по стволу скважины кромки 151 и соответствующих участков задней кромки 132. Точка 52 может в общем соответствовать пересечению соответствующей забойной кромки 152 и соответствующих участков передней кромки 131. Точка 54 может в общем соответствовать пересечению соответствующей забойной кромке 152 и соответствующих участков задней кромки 132.
На фигурах 6А и 6В представлены схематичные виды, которые можно использовать для описания долота вращательного бурения, включая, но без ограничения им, долото 100 вращательного бурения, имеющее обычные или известные из предшествующего уровня техники калибрующие площадки 150, расположенные на соответствующих лопастях 130. Калибрующие площадки 150 могут быть образованы по существу без осевой конусности, без радиальной конусности и без радиального смещения относительно оси 104 вращения долота и прилегающих участков прямолинейного ствола скважины, образуемого долотом 100 вращательного бурения. Внешняя поверхность 154 калибрующей площадки 150 может быть ограничена радиусом 161, проходящим от соответствующей оси 104 вращения долота.
b
Окружность 31, показанная на фигуре 6А, может представлять номинальный размер долота или номинальный диаметр (D) долота, соответствующий долоту 100 вращательного бурения, относительно оси 104 вращения долота. Стрелка 28 может обозначать направление вращения долота 100 вращательного бурения во время образования ствола скважины. Окружность 31а, показанная на фигуре 6А, часто может соответствовать в общем внутреннему диаметру 31 ствола 30 скважины, прилегающего к месту 37 начала отклонения ствола скважины. Смотри фигуру 1А. Окружности 31а, показанные на фигурах 6А, 7А, 7В, 7C, 7D, 8A и 8В, часто могут представлять номинальный диаметр долота, относящийся к долоту вращательного бурения, измеряемый относительно соответствующей оси 104 вращения долота. Как отмечалось ранее, иногда внутренний диаметр ствола скважины, образуемого долотом вращательного бурения, может быть внутренним диаметром, который больше или меньше, чем номинальный диаметр или номинальный размер долота вращательного бурения.
Один или несколько компонентов компоновки 26 низа бурильной колонны могут ориентировать или направлять долото 100 вращательного бурения для образования горизонтального ствола 30а скважины, продолжающегося вбок от ствола 30 скважины вблизи места 37 начала отклонения ствола скважины. Стрелка 38 может указывать направление поперечного проникновения долота 100 вращательного бурения, необходимого для образования ствола 30а скважины, продолжающегося от места 37 начала отклонения ствола скважины. Пунктирная линия 31а, показанная на фигуре 6А, может обозначать инкрементное поперечное перемещение во время одного оборота долота 100 вращательного бурения для образования непрямолинейных или криволинейных участков ствола 30а скважины. Такое поперечное перемещение долота 100 вращательного бурения обычно приводит к усиленному контакту между внешним участком 154 калибрующей площадки 150, прилегающей к задней кромке 132, по сравнению с контактом, возникающим на передней кромке 131.
Для некоторых применений степень проникновения калибрующей площадки 150 на передней кромке 131 можно полагать примерно равным нулю. Внешние участки 154 калибрующей площадки 150, прилегающие к задней кромке 132, могут проникать в прилегающие участки ствола скважины во время каждого оборота долота 100 вращательного бурения на расстояние 90, показанное на фигуре 6А, во время поперечной проходки ствола скважины. Такое повышенное поперечное проникновение в поперечном направлении внешнего участка 154 калибрующей площадки 150 часто может повышать износ внешнего участка 154 калибрующей площадки 150, прилегающего к находящейся выше по стволу скважины кромке 151 и задней кромке 132. Смотри, например, зону 154w износа на фигуре 6В.
lat
b
Нижеследующую формулу можно использовать для оценивания глубины зацепления калибрующей площадки, являющейся следствием бокового бурения или поперечной проходки ствола скважины соответствующим долотом вращательного бурения. В случае заданных поперечной скорости (ROP) проходки, числа (RPM) оборотов в минуту, размера бурового долота или номинального диаметра (D) долота и ширины (W) калибрующей площадки нижеследующую формулу можно использовать для вычисления оцененной глубины зацепления точки 54 на забойной кромке 152 калибрующей площадки 150 во время сцепления со стволом 31 скважины и отцепления от него. Смотри фигуры 6А и 6В.
lat
Δ=ROP×dt,
.
Более точную оценку глубины зацепления калибрующей площадки 150 в прилегающих участках боковой стенки ствола скважины во время одного оборота соответствующего долота вращательного бурения можно получить, используя фактические размеры внешнего участка 154, измеряемые относительно соответствующей оси 104 вращения долота.
lat
b
В
Если ROP равно 15 фут/ч (4,572 м/ч), номинальный диаметр (D) долота равен 12,5 дюйма (31,75 см) и ширина калибрующей площадки равна 2,5 дюйма (6,35 см), то глубина зацепления Р может составлять 0,0032 дюйма или 0,0081 мм. При обследовании долот вращательного бурения, имеющих обычные калибрующие площадки, часто выявляют повышенный износ на месте, соответствующем зоне 154w износа, продолжающейся от точки 53 и прилегающих участков забойной кромки 152 и задней кромки 132. Смотри фигуру 6В.
Ширина (W) калибрующей площадки может примерно соответствовать расстоянию между передней кромкой и задней кромкой калибрующей площадки, измеряемому относительно плоскости, проходящей перпендикулярно к соответствующей оси вращения долота и пересекающей внешние участки соответствующей калибрующей площадки. Например, ширина калибрующей площадки 150 вдоль забойной кромки 152, показанной на фигурах 2 и 3, в общем может соответствовать расстоянию между соответствующими точками 52 и 54.
Для некоторых применений соответствующие ширины калибрующей площадки, измеряемые относительно соответствующей забойной кромки и соответствующей, находящейся выше по стволу скважины кромки, в общем могут быть равны друг другу. Для некоторых применений ширина калибрующей площадки, образуемой в соответствии с идеями настоящего раскрытия, при измерении вдоль соответствующей забойной кромки может отличаться от ширины, измеряемой вдоль соответствующей, находящейся выше по стволу скважины кромки.
Поперечное перемещение долота 100 вращательного бурения по направлению стрелки 38 может постепенно возрастать в поперечном направлении внешнего участка 154 калибрующей площадки 150 между передней кромкой 131 и задней кромкой 132. В результате калибрующие площадки из предшествующего уровня техники, имеющие примерно нулевую конусность, такие как калибрующие площадки 150, показанные на фигурах 2, 3, 6А и 6В, также могут подвергаться повышенному износу вблизи задней кромки 132.
Кроме того, следствием наклона соответствующего долота вращательного бурения во время образования наклонно-направленного или непрямолинейного ствола скважины могут быть участки внешней поверхности 154, прилегающие к задней кромке 132 и находящейся выше по стволу скважины кромке 151, имеющие повышенный контакт с прилегающими участками наклонно-направленного или непрямолинейного ствола скважины по сравнению с участками внешней поверхности 154, прилегающими к передней кромке 131. Образование долота вращательного бурения с калибрующими площадками, имеющими одну или несколько конусных поверхностей и/или утопленных участков в соответствии с идеями настоящего раскрытия, может по существу минимизировать и/или снизить износ на внешних участках соответствующих калибрующих площадок.
В случае осуществлений, таких как показанные на фигурах 7A-12F, находящаяся выше по стволу скважины кромка 151 забойная кромка 152, передняя кромка 131 и задняя кромка 132 могут быть в общем описаны как образующие параллелограмм. Однако калибрующие площадки, образуемые в соответствии с идеями настоящего раскрытия, могут иметь большое разнообразие конфигураций периметров, включая, но без ограничения ими, квадратную, прямоугольную или трапецеидальную. Настоящее раскрытие не ограничено калибрующими площадками, имеющими такие конфигурации, как показанные на фигурах 7A-12F.
Для некоторых применений калибрующие площадки с использованием идей настоящего раскрытия могут включать в себя переднюю кромку 131 с относительно постоянным первым радиусом 161, проходящим от оси 104 вращения долота между соответствующими находящейся выше по стволу скважины кромкой и находящейся ниже по стволу скважины кромкой (не показанными явно). Задняя кромка 132 таких калибрующих площадок также может иметь относительно постоянный второй радиус 162, проходящий от оси 104 вращения долота между соответствующими находящейся выше по стволу скважины кромкой и находящейся ниже по стволу скважины кромкой (не показанными явно). Для других применений участки передней кромки 131 и/или задней кромки 132 калибрующей площадки с использованием идей настоящего раскрытия могут иметь переменные радиусы, проходящие от оси 104 вращения долота (например, фигуры 7А, 7В, 7С, 7D, 8A, 8B, 10B, 10C, 10G и 10Н).
Для оптимизации характеристик соответствующего долота вращательного бурения калибрующие площадки, образуемые в соответствии с идеями настоящего раскрытия, по желанию, могут быть активными калибрующими венцами или пассивными калибрующими венцами. Для некоторых применений калибрующие площадки можно образовывать с соответствующими задними кромками, имеющими калибрующие резцы, зубья, штыри и/или вставки, пригодные при эксплуатации для контакта с прилегающими участками ствола скважины и удаления пластовых материалов из них. Такие калибрующие площадки иногда могут называться «активными калибрующими венцами». Примеры таких активных калибрующих площадок показаны на фигурах 7C, 7D, 8A, 8B, 10F-10G, 11D, 11E, 12D и 12Е. Без значительного снижения поперечной стабильности долота вращательного бурения управляемость долота вращательного бурения, имеющего калибрующие площадки с активными передними кромками, можно повысить, образуя соответствующие участки с отрицательной радиальной конусностью и/или участки с отрицательной осевой конусностью на внешних участках таких калибрующих площадок.
Для некоторых применений соответствующая, находящаяся выше по стволу скважины кромка и соответствующая, находящаяся ниже по стволу скважины кромка, соответствующие каждой калибрующей площадке 150a-150k, могут иметь по существу одну и ту же конфигурацию и размеры относительно соответствующей оси 104 вращения долота. В результате калибрующие площадки 150a-150k могут иметь по существу нулевую осевую конусность. Как показано на фигуре 5, для других применений калибрующие площадки 150a-150k можно образовывать с в общем положительной осевой конусностью или с в общем отрицательной осевой конусностью.
b
Различные особенности настоящего изобретения могут быть описаны относительно первого радиуса 161 и второго радиуса 162, проходящих от соответствующей оси 104 вращения долота. В зависимости от различных конструктивных деталей соответствующего долота вращательного бурения, калибрующих площадок и/или режущих элементов и режущего вооружения первый радиус 161 может соответствовать примерно половине номинального диаметра (D) долота, относящегося к долоту вращательного бурения. Второй радиус 162 может помочь описанию различных конических участков соответствующих калибрующих площадок, образуемых в соответствии с идеями настоящего раскрытия. Длина второго радиуса 162 обычно может быть меньше, чем длина соответствующего первого радиуса 161.
Для некоторых применений различие между первым радиусом 161 и вторым радиусом 162 может быть основано по меньшей мере частично на вычислениях повышенного зацепления, претерпеваемого внешними участками соответствующей калибрующей площадки во время поперечной проходки ствола скважины (фигуры 6А и 6В). Такие вычисления можно использовать для определения оптимальных углов осевой и/или радиальной конусности, чтобы минимизировать износ таких калибрующих площадок, в частности в случаях, когда соответствующее долото вращательного бурения является образующим непрямолинейные участки ствола скважины. Проектируя внешние участки калибрующей площадки в соответствии с идеями настоящего раскрытия с более коротким вторым радиусом 162, можно увеличивать углы радиальной конусности соответствующих внешних участков калибрующей площадки. Следствием повышения длины второго радиуса 162 может быть уменьшение соответствующих углов радиальной конусности.
На фигурах 7A-7D показаны соответствующие примеры калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. Лопасти 130b, 130c, 130d и 130е могут включать в себя соответствующие калибрующие площадки 150b, 150c, 150d и 150е, ограниченные отчасти соответствующими передней кромкой 131 и задней кромкой 132. Соответствующие, находящиеся выше и ниже по стволу скважины кромки, имеющие отношение к каждой калибрующей площадке 150b, 150c, 150d и 150е, не показаны явно. Каждую калибрующую площадку 150b, 150c, 150d и 150е можно в общем описать как имеющую соответствующие внешние конические по радиусу участки или конические по касательной участки. Каждый конический по радиусу участок или конический по касательной участок можно дополнительно описать как имеющий соответствующий угол положительной радиальной конусности (фигуры 7А и 7В) или соответствующий угол отрицательной радиальной конусности (фигуры 7С и 7D).
Внешний участок 154b калибрующей площадки 150b, показанный на фигуре 7А, представляет собой непрерывную криволинейную поверхность, проходящую между соответствующими передней кромкой 131 и задней кромкой 132. Внешний участок 154b может включать в себя первый криволинейный участок 156а с относительно постоянным радиусом 161, проходящим от соответствующей оси 104 вращения долота. Внешний участок 154b может включать в себя второй криволинейный участок 156b, ограниченный отчасти постоянным радиусом, проходящим от соответствующей оси 104 вращения долота.
В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 7А, второй криволинейный участок 156b может иметь радиус, примерно равный первому радиусу 161, прилегающему к первому криволинейному участку 156а. Радиус второго криволинейного участка 156b может быть примерно равен второму радиусу 162, прилегающему к соответствующей задней кромке 132. Второй криволинейный участок 156b можно в общем описать как конический по радиусу участок с углами положительной конусности по касательной относительно радиусов, проходящих от соответствующей оси 104 вращения долота. Для некоторых применений калибрующую площадку можно образовывать с внешним участком (не показанным явно), имеющим непрерывный криволинейный участок, ограниченный отчасти переменными радиусами, измеряемыми от соответствующей оси вращения долота между передней кромкой калибрующей площадки до задней кромки калибрующей площадки.
Внешний участок 154с калибрующей площадки 150с, показанный на фигуре 7В, включает в себя в общем криволинейный участок 156с, продолжающийся от передней кромки 131 к задней кромке 132. Внешний участок 154с калибрующей площадки 150с можно также в общем описать как имеющий не криволинейный, прямолинейный участок 158с, продолжающийся от задней кромки 132 к передней кромке 131. В общем криволинейный участок 156с может пересекаться с не криволинейным, прямолинейным участком 158с между передней кромкой 131 и задней кромкой 132.
В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 7В, в общем криволинейный участок 156с может быть расположен на относительно постоянном радиусе, соответствующем радиусу 161, проходящему от соответствующей оси 104 вращения долота. Для других применений (не показанных явно) в общем криволинейный участок 156с может включать в себя коническую по радиусу конфигурацию, подобную конфигурации ранее описанного конического по радиусу участка 156b.
Внешний участок 154d калибрующей площадки 150d, показанный на фигуре 7С, представляет собой непрерывную криволинейную поверхность, проходящую между соответствующими передней кромкой 131 и задней кромкой 132. Внешний участок 154с может включать в себя первый криволинейный участок 156d, продолжающийся от передней кромки 131. Первый криволинейный участок 156d может быть задан отчасти непрерывно изменяющимися радиусами, проходящими от соответствующей оси 104 вращения долота. В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 7С, первый криволинейный участок 156d может иметь радиус, примерно равный радиусу 162, прилегающему к передней кромке 131. Радиус первого криволинейного участка 156d может возрастать, становясь примерно равным радиусу 161.
Первый криволинейный участок 156d может быть также назван коническим по радиусу участком. Конический по радиусу участок 156d также можно описать как непрерывную криволинейную поверхность, имеющую обычно углы отрицательной конусности по касательной относительно радиусов, проходящих от соответствующей оси 104 вращения долота.
Внешний участок 154d может также включать в себя второй криволинейный участок 157, имеющий относительно постоянный радиус, соответствующий примерно радиусу 161. Второй криволинейный участок 157 может продолжаться от соответствующей задней кромки 132 к передней кромке 131. Первый криволинейный участок 156d и второй криволинейный участок 157 могут пересекаться друг с другом между передней кромкой 131 и задней кромкой 132.
Внешние участки 154е калибрующей площадки 150е, показанные на фигуре 7D, можно в общем описать как включающие в себя криволинейный участок 156е, продолжающийся от задней кромки 132 к передней кромке 131. Внешний участок 154е калибрующей площадки 150е имеет не криволинейный, прямолинейный участок 158е, продолжающийся от передней кромки 131 к задней кромке 132. В общем криволинейный участок 156е может пересекаться с не криволинейным, прямолинейным участком 158е между соответствующими передней кромкой 131 и задней кромкой 132.
В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 7D, в общем криволинейный участок 156е может быть расположен на относительно постоянном радиусе, соответствующем радиусу 161, проходящему от соответствующей оси 104 вращения долота. Для других применений (не показанных явно) криволинейный участок 156е может включать в себя конфигурацию с отрицательной радиальной конусностью, подобную конфигурации ранее описанного конического по радиусу участка 156d.
На фигурах 8А и 8В показаны соответствующие варианты лопастей и связанных с ними калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. На фигурах 8А и 8В показан единственный ряд зубьев или штырей на внешних участках калибрующих площадок. Однако многочисленные ряды или группы зубьев или штырей могут быть расположены на внешних участках калибрующей площадки с использованием идей настоящего изобретения.
Лопасти 130f и 130g могут включать в себя соответствующие калибрующие площадки 150f и 150g, частично ограниченные соответствующими передними кромками 131 и задними кромками 132. Соответствующие, находящиеся выше и ниже по стволу скважины кромки, относящиеся к каждой калибрующей площадке 150f и 150g, не показаны явно. В случае осуществлений, представленных калибрующими площадками 150f и 150g, соответствующие передние кромки 131 и задние кромки 132 могут быть расположены на примерно одинаковом радиальном расстоянии (на втором радиусе 162) от соответствующей оси 104 вращения долота.
Для целей описания различных особенностей настоящего изобретения внешние поверхности 172 зубьев 170 на фигуре 8А обозначены как 172a-172f и внешние поверхности 172 зубьев 170 на фигуре 8В обозначены как 172g-172l. Для некоторых применений внешние поверхности 172a-172f и/или 172g-172l могут иметь примерно одинаковые общую конфигурацию и размеры. Для других применений внешние поверхности 172a-172f и/или 172g-172l можно изменять в части величины, размеров и/или конфигураций на основании по меньшей мере отчасти ожидаемого износа во время образования непрямолинейных участков ствола скважины.
b
Как показано на фигуре 8А, множество зубьев или штырей 170 может быть расположено на внешнем участке 154f калибрующей площадки 150f. Зубья 170 могут включать в себя соответствующие внешние поверхности 172a-172f, проходящие от внешнего участка 154f калибрующей площадки 150f. В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 8А, внешняя поверхность 172а может располагаться на большем радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота. Кроме того, для некоторых конструкций бурового долота первый радиус 161 может соответствовать примерно половине номинального диаметра (D) долота, относящегося к долоту вращательного бурения.
Внешняя поверхность 172f может быть расположена на наименьшем радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота. Внешняя поверхность 172f может соответствовать примерно второму радиусу 162 или радиальному расстоянию от оси 104 вращения долота до внешнего участка 154f вблизи задней кромки 132 калибрующей площадки 150f. Для некоторых применений передняя кромка 131 и задняя кромка 132 могут быть расположены на примерно одинаковом радиальном расстоянии (на втором радиусе 162) от соответствующей оси 104 вращения долота.
Внешние поверхности 172b и 172с могут быть расположены на примерно том же самом радиальном расстоянии, что и внешняя поверхность 172а, от соответствующей оси 104 вращения долота. Внешняя поверхность 172d может быть расположена на меньшем радиусе относительно соответствующей оси 104 вращения долота по сравнению с внешними поверхностями 172a, 172b и 172с. Внешняя поверхность 172е может быть расположена на меньшем радиусе, нежели внешняя поверхность 172d, но на большем, нежели внешняя поверхность 172g.
Внешние поверхности 172a, 172b и 172с могут во взаимодействии друг с другом образовывать криволинейный участок, имеющий относительно постоянный радиус. Внешние поверхности 172d, 172e и 172f с соответствующими уменьшающимися радиусами относительно соответствующей оси 104 вращения долота могут образовывать участок с положительной радиальной конусностью. В результате внешние поверхности 172а-172е зубьев 170, расположенных на калибрующей площадке 150f, можно описать как образующие внешнюю конфигурацию, подобную конфигурации ранее описанного внешнего участка 154b на фигуре 7А. В случае других осуществлений (не показанных явно) внешние поверхности 172а-172е можно располагать с соответствующими радиусами, образуя непрерывную положительную конусность по касательной между передней кромкой 131 и задней кромкой 132.
Как показано на фигуре 8В, множество зубьев или штырей 170 может быть расположено на внешнем участке 154g калибрующей площадки 150g. Зубья 170 могут включать в себя соответствующие внешние поверхности 172g-172l, проходящие от внешнего участка 154g калибрующей площадки 150g.
b
В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 8В, внешняя поверхность 172g может быть расположена на наименьшем радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота. Внешняя поверхность 172g может соответствовать примерно второму радиусу 162 или радиальному расстоянию от оси 104 вращения долота до внешнего участка 154g, расположенного примерно одинаково от передней кромки 131 и задней кромки 132 калибрующей площадки 150g. Внешняя поверхность 172l может быть расположена на наибольшем расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота. Внешняя поверхность 172l может соответствовать примерно первому радиусу 161. Для некоторых конструкций бурового долота радиус 161 может быть примерно равен половине номинального диаметра (D) долота, относящегося к долоту вращательного бурения.
Внешняя поверхность 172h может быть расположена на большем радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота по сравнению с внешней поверхностью 172g. Внешняя поверхность 172i может быть расположена на большем радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота по сравнению с внешней поверхностью 172h, но на меньшем, чем радиальное расстояние до внешней поверхности 172j. Внешние поверхности 172j и 172k могут быть расположены примерно на том же радиальном расстоянии от соответствующей оси 104 вращения долота, что и внешняя поверхность 172l.
Внешние поверхности 172g, 172h и 172i с увеличивающимися радиусами относительно соответствующей оси 104 вращения долота во взаимодействии друг с другом могут образовывать участок с отрицательной радиальной конусностью. Внешние поверхности 172j, 172k и 172l во взаимодействии друг с другом могут образовывать криволинейный участок, имеющий относительно постоянный радиус. В результате внешние поверхности 172j-172l зубьев 170, расположенных на калибрующей площадке 150g, можно описать как имеющие коническую по радиусу внешнюю конфигурацию, подобную конфигурации ранее рассмотренного конического по радиусу участка 156d на фигуре 7D. В случае других осуществлений (не показанных явно) внешние поверхности 172g-172l можно располагать с соответствующими радиусами, образуя непрерывную отрицательную радиальную конусность по касательной между передней кромкой 131 и задней кромкой 132.
На фигурах 9A-9D показаны соответствующие варианты калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. Калибровочные площадки 150h и 150i могут быть ограничены отчасти соответствующими передними кромками 131, задними кромками 132, находящимися выше по стволу скважины кромками 151 и находящимися ниже по стволу скважины кромками 152. Для некоторых применений внешние участки калибрующих площадок 150h и 150i могут не иметь осевой конусности и/или радиальной конусности. Для других применений внешние участки калибрующей площадки 150h и/или калибрующей площадки 150i могут иметь соответствующие осевые конусности и/или радиальные конусности, такие как показанные на фигурах 5, 7A-7D и 10A-10J.
Внешний участок 154h калибрующей площадки 150h, показанный на фигурах 9А и 9В, может включать в себя первый участок 163h и второй участок или утопленный участок 164h. Второй участок 164h можно в общем описать как выемку или вырез, образованный на внешнем участке 154h калибрующей площадки 150h. Второй участок 164h может быть расположен на меньшем радиусе относительно соответствующей оси вращения долота по сравнению с первым участком 163h (фигура 9В). Второй участок 164h также можно описать как оказывающий меньшее влияние на прилегающие участки ствола скважины, образуемые соответствующим долотом вращательного бурения, по сравнению с первым участком 163h.
В случае осуществлений показанный на фигурах 9А и 9В первый участок 163h может иметь в общем «L-образную» конфигурацию, продолжающуюся от верхней кромки 151 до забойной кромки 152, прилегающей к передней кромке 131 и продолжающейся от передней кромки 131 до задней кромки 132, прилегающей к забойной кромке 152. Утопленный участок 164h может иметь общую конфигурацию параллелограмма, подобную общей конфигурации внешнего участка 154h калибрующей площадки 150h, но меньшего размера.
Утопленный участок 164h может проходить от точки 53 к передней кромке 131 и забойной кромке 152. Местоположение и/или размеры, относящиеся к утопленному участку 164h, могут быть выбраны из условия минимизации износа на внешнем участке 154h калибрующей площадки 150h, в частности во время образования непрямолинейного ствола скважины. Например, размеры и конфигурацию утопленного участка 164h можно выбирать из условия согласования с конфигурацией и размерами зоны 154w износа, показанной на фигуре 6В.
Внешний участок 154i калибрующей площадки 150i, показанной на фигурах 9С и 9D, может включать в себя переднюю кромку 131 с одним или несколькими компонентами или режущими элементами (не показанными явно). Внешний участок 154i может включать в себя первый участок 163i и второй участок или утопленный участок 164i. Второй участок 164i может представлять собой выемку или вырез, образованный на внешнем участке 154i калибрующей площадке 150i. Второй участок 164i может быть расположен на меньшем радиусе относительно соответствующей оси вращения долота по сравнению с первым участком 163i (фигура 9D). Второй участок 164i может оказывать меньшее влияние на прилегающие участки ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения, по сравнению с первым участком 163i.
В случае осуществлений, таких как показанное на фигуре 9С, первый участок 163i имеет в основном перевернутую «L-образную» конфигурацию, проходящую от передней кромки 131 до задней кромки 132, прилегающей к находящейся выше по стволу скважины кромке 151, и проходящую от находящейся выше по стволу скважины кромки 151 до находящейся ниже по стволу скважины кромки 152, прилегающей к задней кромке 132. Утопленный участок 164i может иметь общую конфигурацию параллелограмма, подобную общей конфигурации внешнего участка 154i калибрующей площадки 150i, но меньшего размера.
Утопленный участок 164i может проходить от точки 51 к задней кромке 132 и находящейся ниже по стволу скважины кромке 152. Местоположение и/или размеры, относящиеся к утопленному участку 164i, можно выбирать из условия минимизации износа внешних участков 154i калибрующей площадки 151, прилегающих к передней кромке 131, в частности во время образования непрямолинейного ствола скважины. Например, размеры и конфигурацию утопленного участка 164i можно выбирать из условия согласования с выраженной зоной износа, проходящей от точки 52, если калибрующая площадка 150i имеет более равномерный внешний участок, прилегающий к передней кромке 131, подобно первому участку 163i.
На фигурах 10A-10J показаны соответствующие примеры лопастей и связанных с ними калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. Калибрующие площадки 150j и 150k могут быть частично ограничены соответствующими передними кромками 131, задними кромками 132, находящимися выше по стволу скважины кромками 151 и находящимися ниже по стволу скважины кромками 152. Калибрующие площадки 150j и 150k могут иметь соответствующие внешние участки 154j и 154k, которые в соответствии с идеями настоящего изобретения могут быть коническими по радиусу и коническими по оси.
Внешний участок 154j калибрующей площадки 150j может иметь переменные углы положительной радиальной конусности (фигуры 10В и 10С) и переменные углы положительной осевой конусности (фигуры 10D и 10Е). Внешний участок 154k калибрующей площадки 150k может иметь переменные углы отрицательной радиальной конусности (фигуры 10G и 10Н) и переменные углы отрицательной осевой конусности (фигуры 10I и 10J).
Внешний участок 154 калибрующей площадки 150 может также иметь переменные углы положительной радиальной конусности наряду с переменными углами отрицательной осевой конусности или переменные углы отрицательной радиальной конусности наряду с переменными углами положительной осевой конусности (явно не показанными).
b
В случае осуществлений, таких как показанные на фигурах 10А-10Е, внешний участок 154j калибрующей площадки 150j можно в общем описать как сложную поверхность, ограниченную отчасти переменными радиусами, проходящими от соответствующей оси вращения долота. Для некоторых конструкций с использованием идей настоящего раскрытия забойная кромка 152 калибрующей площадки 150j может иметь относительно постоянный радиус, проходящий от соответствующей оси вращения долота, и может соответствовать примерно половине номинального диаметра (D) долота, относящегося к долоту вращательного бурения (фигуры 10С и 10D). В результате забойную кромку 152 на передней кромке 131 калибрующей площадки 150j можно обычно располагать вблизи номинального диаметра соответствующего бурового долота или вблизи соответствующего диаметра в случае других скважинных инструментов, имеющих калибрующую площадку 150.
Радиальное расстояние от соответствующей оси вращения долота до передней кромки 131 калибрующей площадки 150j может в общем уменьшаться от забойной кромки 152 до находящейся выше по стволу скважины кромки 151 (фигуры 10В, 10D и 10Е). В результате задняя кромка 132 будет обычно располагаться на большем расстоянии от номинального диаметра соответствующего бурового долота по сравнению с передней кромкой 131 или от соответствующего диаметра в случае других скважинных инструментов, имеющих калибрующую площадку 150.
Находящаяся выше по стволу скважины кромка 151 обычно может иметь уменьшающийся радиус между передней кромкой 131 и задней кромкой 132, измеряемый от соответствующей оси вращения бурового долота. В результате передняя кромка 131, прилегающая к находящейся выше по стволу скважины кромке 151, может быть расположена примерно на первом расстоянии 91 от номинального диаметра соответствующего бурового долота или от соответствующего диаметра в случае других скважинных инструментов, имеющих калибрующую площадку 150 (фигура 10В). Задняя кромка 132 может быть расположена на втором расстоянии 92 от номинального диаметра соответствующего бурового долота или от соответствующего диаметра в случае других скважинных инструментов, имеющих калибрующую площадку 150. Задняя кромка 132, прилегающая к забойной кромке 152, может быть приблизительно расположена примерно на третьем расстоянии 93 от номинального диаметра соответствующего бурового долота или от соответствующего диаметра в случае других скважинных инструментов. Второе расстояние 92 может быть больше, чем третье расстояние 93.
В результате внешний участок 154j может иметь переменные углы отрицательной осевой конусности между передней кромкой 131 и задней кромкой 132. Первый угол 81j осевой конусности вблизи передней кромки 131 может быть меньше, чем второй угол 82j осевой конусности вблизи задней кромки 132 (фигуры 10D и 10Е). Углы положительной радиальной конусности на внешнем участке 154j могут оставаться относительно постоянными между передней кромкой 131 и задней кромкой 132 или их значения могут возрастать на месте вблизи задней кромки 132 по сравнению с углами радиальной конусности по касательной, прилежащими к передней кромке 131.
b
В случае осуществлений, таких как показанные на фигурах 10F-10J, внешний участок 154k калибрующей площадки 150k можно в общем описать как сложную поверхность, ограниченную отчасти переменными радиусами, проходящими от соответствующей оси вращения долота. Передняя кромка 131 калибрующей площадки 150k может иметь один или несколько активных компонентов или режущих элементов (не показанных явно). Находящаяся выше по стволу скважины кромка 151 калибрующей площадки 150k может быть расположена вдоль относительно постоянного радиуса 161, проходящего от соответствующей оси вращения долота, который может также соответствовать примерно половине номинального диаметра (D) соответствующего долота вращательного бурения. В результате находящаяся выше по стволу скважины кромка 151 калибрующей площадки 150k может обычно располагаться вблизи номинального диаметра соответствующего бурового долота (фигуры 10I и 10J).
Радиальное расстояние до передней кромки 131 калибрующей площадки 150k от соответствующей оси вращения долота может обычно уменьшаться от находящейся выше по стволу скважины кромки 151 до находящейся ниже по стволу скважины кромки 152 (фигуры 10G, 10H и 10I). В результате передняя кромка 131 будет обычно располагаться на большем расстоянии от прилегающих участков соответствующего ствола скважины по сравнению с задней кромкой 132.
Забойная кромка 152 может иметь в общем уменьшающийся радиус, начиная от задней кромки 132 и при перемещении к передней кромке 131, измеряемый от соответствующей оси вращения долота. В результате задняя кромка 132, прилегающая к находящейся выше по стволу скважины кромке 151 в точке 53, может быть расположена с прилеганием к номинальному диаметру соответствующего бурового долота или с прилеганием к соответствующему диаметру другого скважинного инструмента, имеющего калибрующую площадку 150k, расположенную на нем (фигуры 10G и 10J).
Задняя кромка 132, прилегающая к забойной кромке 152, может располагаться на первом расстоянии 91 от радиуса 161, на находящейся выше по стволу скважины кромке 151 (фигура 10Н). Передняя кромка 131 вблизи забойной кромки 152 может располагаться примерно на втором расстоянии 92 от радиуса 161, на находящейся выше по стволу скважины кромке 151 (фигура 10Н). Передняя кромка 131 может располагаться примерно на третьем расстоянии 93 относительно радиуса 161, вдоль находящейся выше стволу скважины кромки 151 (фигура 10G).
В результате внешний участок 154k может иметь переменные углы отрицательной осевой конусности между передней кромкой 131 и задней кромкой 132. Первый угол 81k отрицательной осевой конусности вблизи задней кромки 132 может быть меньше, чем второй угол 82k отрицательной осевой конусности, прилежащий к передней кромке 131 (фигуры 10I и 10J). Углы отрицательной радиальной конусности могут оставаться относительно постоянными между передней кромкой 131 и задней кромкой 132 или их значения могут возрастать на месте вблизи передней кромки 131 по сравнению с углами радиальной конусности, прилежащими к задней кромке 132.
На фигурах 11A-11F показаны соответствующие варианты калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. Калибрующие площадки 150l и 150m в соответствии с идеями настоящего изобретения имеют внешние участки, образованные по меньшей мере первым участком и вторым участком. Для некоторых применений первый участок и второй участок могут иметь примерно одинаковую общую конфигурацию и размеры за исключением соответствующих углов конусности. Для других применений (не показанных явно) первый участок может быть больше или может быть меньше, чем связанный с ним второй участок. Калибрующие площадки 150l и 150m могут иметь внешние участки, образованные с примерно нулевой (0) радиальной конусностью.
Калибрующая площадка 150l, показанная на фигуре 11А, может включать в себя внешний участок 154l, ограниченный отчасти первым участком 161l, центрированным примерно параллельно соответствующей оси вращения долота и прилегающим участкам прямолинейного ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения (фигура 11В). Первый участок 161l может почти не иметь осевой конусности и радиальной конусности. Второй участок 162l внешнего участка 154l может быть расположен под углом 86l положительной осевой конусности относительно оси вращения соответствующего бурового долота (фигура 11С).
Калибрующая площадка 150m, показанная на фигуре 11D, может включать в себя внешний участок 154m, имеющий первый участок 161m и второй участок 162m. Первый участок 161m может быть расположен под углом 86m отрицательной осевой конусности относительно оси вращения соответствующего бурового долота (фигура 11Е). Угол 86m можно изменять, чтобы оптимизировать характеристики соответствующего долота вращательного бурения, имеющего активные компоненты или режущие элементы (не показанные явно), расположенные с прилеганием к передней кромке 131 каждой калибрующей площадки 150m. Второй участок 162m может быть центрирован примерно параллельно соответствующей оси вращения долота и прилегающим участкам прямолинейного ствола скважины, образуемого соответствующим долотом вращательного бурения (фигура 11F). Второй участок 162m может почти не иметь осевой конусности и радиальной конусности.
На фигурах 12A-12F показаны соответствующие варианты калибрующих площадок с использованием идей настоящего изобретения. Калибрующие площадки 150n и 150о можно в общем описать как имеющие соответствующие внешние участки, образованные по меньшей мере первым коническим по оси участком и вторым коническим по оси участком в соответствии с идеями настоящего раскрытия. Для некоторых применений первый конический по оси участок и второй конический по оси участок могут иметь примерно одинаковые общую конфигурацию и размеры за исключением соответствующих углов конусности. Для других применений (не показанных явно) первый конический по оси участок может быть больше или меньше, чем связанный с ним второй конический по оси участок.
Калибрующая площадка 150n, показанная на фигурах 12А, 12В и 12С, может включать в себя внешний участок 154n, частично ограниченный первым участком 161n и вторым участком 162n. Первый участок 161n может располагаться относительно соответствующей оси вращения бурового долота с образованием первого угла 111n положительной осевой конусности. Второй участок 162n может располагаться относительно соответствующей оси вращения бурового долота с образованием второго угла 112n положительной осевой конусности. В случае осуществлений, таких как показанные на фигурах 12А-12С, первый угол 111n положительной осевой конусности может быть меньше, чем второй угол 112n положительной конусности (фигуры 12В и 12С).
Калибрующая площадка 150о, показанная на фигурах 12D, 12E и 12F, может включать в себя внешний участок 154о, частично ограниченный первым участком 161о и вторым участком 162о. Первый участок 161о может располагаться относительно соответствующей оси вращения бурового долота с образованием первого угла 111о отрицательной осевой конусности. Второй участок 162о может располагаться относительно соответствующей оси бурового долота с образованием второго угла 112о отрицательной осевой конусности. В случае осуществлений, таких как показанные на фигурах 12D-12F, первый угол 111о отрицательной осевой конусности может быть больше, чем второй 112о угол отрицательной конусности (фигуры 12Е и 12D).
Хотя настоящее изобретение и его преимущества были описаны подробно, должно быть понятно, что различные изменения, замены и варианты могут быть сделаны в настоящей заявке без отступления от сущности и объема раскрытия, определенных нижеследующей формулой изобретения.